RU2740054C2 - Буровые текучие среды и способы их применения - Google Patents
Буровые текучие среды и способы их применения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2740054C2 RU2740054C2 RU2018100267A RU2018100267A RU2740054C2 RU 2740054 C2 RU2740054 C2 RU 2740054C2 RU 2018100267 A RU2018100267 A RU 2018100267A RU 2018100267 A RU2018100267 A RU 2018100267A RU 2740054 C2 RU2740054 C2 RU 2740054C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- water
- nanocomposite
- nanoparticle
- repeating units
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 146
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 140
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 61
- 239000002114 nanocomposite Substances 0.000 claims abstract description 116
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims abstract description 91
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 91
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 80
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 72
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical group O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 55
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 40
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 20
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 20
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 claims abstract description 15
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims abstract description 15
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical group OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229940024548 aluminum oxide Drugs 0.000 claims abstract description 8
- 229940075614 colloidal silicon dioxide Drugs 0.000 claims abstract description 7
- 239000011246 composite particle Substances 0.000 claims abstract 6
- 230000001698 pyrogenic effect Effects 0.000 claims abstract 5
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims abstract 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 3
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims abstract 3
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims abstract 3
- 239000004816 latex Substances 0.000 claims description 73
- 229920000126 latex Polymers 0.000 claims description 73
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 72
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 33
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 25
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 17
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 16
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 15
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 15
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical group [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 12
- 239000011258 core-shell material Substances 0.000 claims description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 7
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical group C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 6
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 6
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 4
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 3
- 229910021485 fumed silica Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 32
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract description 2
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 abstract 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 119
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 19
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 19
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 18
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 14
- 230000006870 function Effects 0.000 description 14
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 14
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 13
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 13
- 101100446680 Saccharomyces cerevisiae (strain ATCC 204508 / S288c) FLC2 gene Proteins 0.000 description 10
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 10
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 9
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 9
- 238000003878 thermal aging Methods 0.000 description 9
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 101100446679 Saccharomyces cerevisiae (strain ATCC 204508 / S288c) FLC1 gene Proteins 0.000 description 8
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 8
- OZAIFHULBGXAKX-UHFFFAOYSA-N 2-(2-cyanopropan-2-yldiazenyl)-2-methylpropanenitrile Chemical compound N#CC(C)(C)N=NC(C)(C)C#N OZAIFHULBGXAKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 7
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 7
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 7
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 7
- 239000000047 product Substances 0.000 description 7
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 6
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 6
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 6
- 229910002012 Aerosil® Inorganic materials 0.000 description 5
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 description 5
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 5
- -1 fatty acid esters Chemical class 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 description 5
- 235000010356 sorbitol Nutrition 0.000 description 5
- FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N D-glucitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N 0.000 description 4
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 4
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 4
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 4
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 4
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 4
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 4
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 3
- 101100446681 Saccharomyces cerevisiae (strain ATCC 204508 / S288c) FLC3 gene Proteins 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZGCZDEVLEULNLJ-UHFFFAOYSA-M benzyl-dimethyl-(2-prop-2-enoyloxyethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C=CC(=O)OCC[N+](C)(C)CC1=CC=CC=C1 ZGCZDEVLEULNLJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000002902 bimodal effect Effects 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 238000012674 dispersion polymerization Methods 0.000 description 3
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 3
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 3
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 3
- 229920000136 polysorbate Polymers 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 3
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 3
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 3
- 229910002013 Aerosil® 90 Inorganic materials 0.000 description 2
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- WERKSKAQRVDLDW-ANOHMWSOSA-N [(2s,3r,4r,5r)-2,3,4,5,6-pentahydroxyhexyl] (z)-octadec-9-enoate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO WERKSKAQRVDLDW-ANOHMWSOSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 2
- 239000006172 buffering agent Substances 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N decane Chemical compound CCCCCCCCCC DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000005690 diesters Chemical class 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N dodecane Chemical compound CCCCCCCCCCCC SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 229940071106 ethylenediaminetetraacetate Drugs 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- HGEMCUOAMCILCP-UHFFFAOYSA-N isotridecane Natural products CCCCCCCCCCC(C)C HGEMCUOAMCILCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);zirconium(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[Zr+4] RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- HRZFUMHJMZEROT-UHFFFAOYSA-L sodium disulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S(=O)S([O-])(=O)=O HRZFUMHJMZEROT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229940001584 sodium metabisulfite Drugs 0.000 description 2
- 235000010262 sodium metabisulphite Nutrition 0.000 description 2
- 238000001694 spray drying Methods 0.000 description 2
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 2
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 2
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 2
- UZNHKBFIBYXPDV-UHFFFAOYSA-N trimethyl-[3-(2-methylprop-2-enoylamino)propyl]azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CC(=C)C(=O)NCCC[N+](C)(C)C UZNHKBFIBYXPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 2
- DXLZNKULUVFFFY-UHFFFAOYSA-N 2-aminoethyl prop-2-enoate;hydrochloride Chemical compound Cl.NCCOC(=O)C=C DXLZNKULUVFFFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WWJCRUKUIQRCGP-UHFFFAOYSA-N 3-(dimethylamino)propyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CN(C)CCCOC(=O)C(C)=C WWJCRUKUIQRCGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N Cyclohexane Chemical compound C1CCCCC1 XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920005682 EO-PO block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000004386 Erythritol Substances 0.000 description 1
- UNXHWFMMPAWVPI-UHFFFAOYSA-N Erythritol Natural products OCC(O)C(O)CO UNXHWFMMPAWVPI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000450082 Joppa Species 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002651 Polysorbate 85 Polymers 0.000 description 1
- BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N Silane Chemical compound [SiH4] BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 238000005282 brightening Methods 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052681 coesite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000013256 coordination polymer Substances 0.000 description 1
- 229910052906 cristobalite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M dimethyl-bis(prop-2-enyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C=CC[N+](C)(C)CC=C GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002009 diols Chemical class 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 239000010840 domestic wastewater Substances 0.000 description 1
- 238000002296 dynamic light scattering Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- UNXHWFMMPAWVPI-ZXZARUISSA-N erythritol Chemical compound OC[C@H](O)[C@H](O)CO UNXHWFMMPAWVPI-ZXZARUISSA-N 0.000 description 1
- 235000019414 erythritol Nutrition 0.000 description 1
- 229940009714 erythritol Drugs 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 description 1
- 230000003311 flocculating effect Effects 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 150000001261 hydroxy acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000012688 inverse emulsion polymerization Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 229920000831 ionic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- 239000010841 municipal wastewater Substances 0.000 description 1
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 description 1
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QNILTEGFHQSKFF-UHFFFAOYSA-N n-propan-2-ylprop-2-enamide Chemical compound CC(C)NC(=O)C=C QNILTEGFHQSKFF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002343 natural gas well Substances 0.000 description 1
- 229930014626 natural product Natural products 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000004806 packaging method and process Methods 0.000 description 1
- 238000003921 particle size analysis Methods 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 description 1
- 229940113171 polysorbate 85 Drugs 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000005067 remediation Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 229910000077 silane Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 229910052682 stishovite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 1
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 1
- 239000003017 thermal stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000002411 thermogravimetry Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 1
- 229910052905 tridymite Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000005691 triesters Chemical class 0.000 description 1
- PREVNTWBRWRHLS-UHFFFAOYSA-M trimethyl-[1-(2-methylprop-2-enoyloxy)ethyl]azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)C(C)OC(=O)C(C)=C PREVNTWBRWRHLS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- OEIXGLMQZVLOQX-UHFFFAOYSA-N trimethyl-[3-(prop-2-enoylamino)propyl]azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCCNC(=O)C=C OEIXGLMQZVLOQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
Images
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
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B14/00—Use of inorganic materials as fillers, e.g. pigments, for mortars, concrete or artificial stone; Treatment of inorganic materials specially adapted to enhance their filling properties in mortars, concrete or artificial stone
- C04B14/02—Granular materials, e.g. microballoons
- C04B14/04—Silica-rich materials; Silicates
- C04B14/06—Quartz; Sand
- C04B14/062—Microsilica, e.g. colloïdal silica
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B16/00—Use of organic materials as fillers, e.g. pigments, for mortars, concrete or artificial stone; Treatment of organic materials specially adapted to enhance their filling properties in mortars, concrete or artificial stone
- C04B16/04—Macromolecular compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B20/00—Use of materials as fillers for mortars, concrete or artificial stone according to more than one of groups C04B14/00 - C04B18/00 and characterised by shape or grain distribution; Treatment of materials according to more than one of the groups C04B14/00 - C04B18/00 specially adapted to enhance their filling properties in mortars, concrete or artificial stone; Expanding or defibrillating materials
- C04B20/10—Coating or impregnating
- C04B20/1018—Coating or impregnating with organic materials
- C04B20/1029—Macromolecular compounds
- C04B20/1033—Macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B24/00—Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
- C04B24/24—Macromolecular compounds
- C04B24/28—Macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
- C04B24/287—Polyamides
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
- C04B28/04—Portland cements
-
- 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
-
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
-
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
-
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
- C09K8/487—Fluid loss control additives; Additives for reducing or preventing circulation loss
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/003—Means for stopping loss of drilling fluid
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B2103/00—Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
- C04B2103/0045—Polymers chosen for their physico-chemical characteristics
- C04B2103/0051—Water-absorbing polymers, hydrophilic polymers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B2103/00—Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
- C04B2103/46—Water-loss or fluid-loss reducers, hygroscopic or hydrophilic agents, water retention agents
- C04B2103/465—Water-sorbing agents, hygroscopic or hydrophilic agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B2111/00—Mortars, concrete or artificial stone or mixtures to prepare them, characterised by specific function, property or use
- C04B2111/00008—Obtaining or using nanotechnology related materials
-
- 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
- C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
-
- 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
- C09K2208/18—Bridging agents, i.e. particles for temporarily filling the pores of a formation; Graded salts
-
- 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
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02W—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO WASTEWATER TREATMENT OR WASTE MANAGEMENT
- Y02W30/00—Technologies for solid waste management
- Y02W30/50—Reuse, recycling or recovery technologies
- Y02W30/91—Use of waste materials as fillers for mortars or concrete
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Civil Engineering (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Nanotechnology (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к способам бурения с применением композиций буровых текучих сред. Технический результат - предотвращение потери текучей среды в пласте посредством водных буровых растворов, в которых регулирующее потери текучей среды вещество практически не набухает в воде, удерживание воды в водных буровых растворах, температура которых достигает или превышает уровень от 80°C до 200°C. Буровой раствор содержит источник воды, закупоривающий агент, нанокомпозит, содержащий структуру из ядра и оболочки. Ядро содержит наночастицу, имеющую средний размер частицы от примерно 5 нм до 500 нм. Наночастица выбрана из диоксида кремния, обработанного или частично обработанного пирогенного диоксида кремния, коллоидного диоксида кремния, композиционных частиц двойного оксида кремния и алюминия, или диоксида титана. Оболочка содержит поперечно-сшитый полимер, содержащий акриламидные повторяющиеся звенья, повторяющиеся звенья акриловой кислоты или ее соли, повторяющиеся звенья 2-акрилоиламино-2-метилпропан-1-сульфоновой кислоты или ее соли, или их комбинации. 6 н. и 8 з.п. ф-лы, 9 табл., 10 пр., 5 ил.
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ
Настоящая заявка испрашивает приоритет на основании патентной заявки США № 62/174300, поданной 11 июня 2015 г., описание которой во всей своей полноте включено в настоящий документ посредством ссылки.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение относится к композициям буровых текучих сред, содержащим нанокомпозиционные материалы из полимеров и органических или неорганических наночастиц, а также к способам бурения с применением композиций буровых текучих сред.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
В инженерной геологии буровые текучие среды используют, чтобы содействовать бурению подземных буровых скважин. Буровые текучие среды часто используют в буровых скважинах для добычи нефти и природного газа и установок для разведочного бурения, но также они находят применение в более простых операциях, таких как бурение водяных скважин. Жидкая буровая текучая среда часто называется термином «буровой раствор». Три основные категории буровых текучих сред представляют собой водный буровой раствор (который может быть диспергированным и недиспергированным), неводный буровой раствор, обычно называемый термином «буровой раствор на масляной основе», и газообразную буровую текучую среду, в которой используют широкое разнообразие газов.
Как правило, водные буровые растворы включают воду, одну или более глин и разнообразные добавки, которые смешивают, получая устойчивую суспензию. Глина представляет собой, например, комбинация природных глин, которые оказываются суспендированными в текучей среде в процессе бурения, или определенный тип глины или смеси глин, которые продаются в качестве добавок для систем водных буровых растворов. Бентонит представляет собой тип глины, который наиболее часто используют в водных буровых растворах. В систему бурового раствора добавляют и другие многочисленные химические реагенты для достижения разнообразных эффектов, включая регулирование вязкости, устойчивость сланцев, повышение скорости проникающего бурения, охлаждение и смазку.
Основные функции буровых текучих сред включают обеспечение гидростатического давления для предотвращения проникновения пластовых текучих сред в буровую скважину, сохранение буровых коронок в холодном и чистом состоянии в процессе бурения, вынос обломков выбуренной породы и суспендирование обломков выбуренной породы во время приостановки бурения, введения бурового снаряда в скважину и его извлечения из скважины. Буровая текучая среда, используемая для определенной операции, далее выбирается для предотвращения повреждения пласта и ограничения коррозии.
Поскольку основная цель применения буровой текучей среды заключается в том, чтобы обеспечивать гидростатическое давление, черезвычайно важным является предотвращение высыхания или вытекания текучей среды. Указанные трудности усугубляются жесткими внешними условиями, которые воздействуют на буровую текучую среду в операциях бурения при высокой температуре/высоком давлении (HTHP). Хотя водоудерживающие средства, такие как гигроскопичные полимеры (например, полиакриламид или полиакрилатная соль) или монтмориллонитовая глина эффективно удерживают текучую среду, такие материалы также значительно набухают в воде, вызывая реологические трудности, такие как гелеобразование или образование корки, которые, в свою очередь, приводят к неработоспособности буровой текучей среды.
Таким образом, в промышленности существует потребность в способах предотвращения потери текучей среды в пласте посредством водных буровых растворов, в которых регулирующее потери текучей среды вещество практически не набухает в воде. В промышленности существует потребность в способах удерживания воды в водных буровых растворах, в которых температура достигает или превышает уровень от 80°C до 200°C.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В настоящем документе описаны буровые текучие среды содержащие источник воды, закупоривающий агент и нанокомпозиционный материал, имеющий морфологию типа «ядро-оболочка», в котором ядро содержит наночастицы, имеющие средний размер частицы, составляющий приблизительно от 5 нм до 500 нм, и оболочка содержит поперечно-сшитый полимер, содержащий акриламидные повторяющиеся звенья. Нанокомпозиционные материалы являются эффективными в качестве защитных добавок в буровых текучих средах, где они своим действием способствуют упаковке твердых веществ на поверхности горных пород, образуя глинистую корку. Нанокомпозиционные материалы обеспечивают указанную защиту, когда их смешивают с водой и закупоривающим агентом, таким как карбонат кальция, но они не вызывают гелеобразование или другие реологические трудности, приводящие к неработоспособности буровой текучей среды. В некоторых вариантах реализации закупоривающий агент представляет собой карбонат кальция. В некоторых вариантах реализации наночастица включает диоксид кремния, диоксид титана, оксид алюминия или диоксид циркония. В некоторых вариантах реализации полимер дополнительно включает повторяющиеся звенья, полученные из акриловой кислоты или соответствующей соли, 2-акрилоиламино-2-метилпропан-1-сульфоновой кислоты или соответствующей соли, или комбинации двух или более из указанных соединений. В некоторых вариантах реализации, сшивающее вещество представляет собой N,N'-метиленбисакриламид. В некоторых вариантах реализации массовое соотношение наночастиц и полимера составляет от приблизительно 1:100 до приблизительно 50:50. В некоторых вариантах реализации нанокомпозиционный материал присутствует в количестве, составляющем от приблизительно 0,5 мас.% до приблизительно 5 мас.% массы текучей среды. В некоторых вариантах реализации нанокомпозиционный материал содержит два или более источников нанокомпозиционных материалов и/или два или более источников наночастиц.
Кроме того, в настоящем документе описана буровая текучая среда, полученная способом, включающим: получение латекса типа «вода в масле», содержащего масло, латексное поверхностно-активное вещество, воду, мономер, сшивающее вещество и наночастицы, имеющие средний размер частицы, составляющий приблизительно от 5 нм до 100 нм; введение латекса в условия полимеризации с получением нанокомпозиционного латекса; необязательное высушивание нанокомпозиционного латекса с получением нанокомпозиционного материала; и добавление закупоривающего агента и источника воды в нанокомпозиционный материал или нанокомпозиционный латекс с получением буровой текучей среды.
Кроме того, в настоящем документе описан способ бурения с промывкой, включающий: введение буровой текучей среды в ствол скважины в углеводородсодержащей горной породе, причем буровая текучая среда содержит источник воды, закупоривающий агент и нанокомпозиционный материал, имеющий морфологию типа «ядро-оболочка», в котором ядро содержит наночастицы, имеющие средний размер частицы, составляющий приблизительно от 10 нм до 100 нм, и оболочка содержит сшитый полимер, содержащий акриламидные повторяющиеся звенья; и бурение внутри ствола скважины. В некоторых вариантах реализации часть ствола скважины имеет температуру, составляющую приблизительно от 80°C до 200°C. В некоторых вариантах реализации потеря текучей среды внутри ствола скважины в присутствии буровой текучей среды соответствует менее чем приблизительно 10 мл при 149°C, когда измерение происходит согласно рекомендованной процедуре API 13B-1.
Дополнительные преимущества и новые признаки настоящего изобретения будут частично изложены в описании, которое приведено далее, и частично являются понятными для специалистов в данной области техники после ознакомления со следующим описанием или могут быть выяснены в результате стандартного экспериментирования в отношении практики настоящего изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Фиг. 1 представляет график, иллюстрирующий вязкость как функцию скорости сдвига для буровых текучих сред согласно настоящему изобретению.
Фиг. 2 представляет график, иллюстрирующий потерю текучей среды после термического старения при 121,1°C как функцию времени для буровых текучих сред согласно настоящему изобретению при измерении согласно рекомендованной процедуре API 13B-1.
Фиг. 3 представляет график, иллюстрирующий потерю текучей среды после термического старения при 148,9°C как функцию времени для буровых текучих сред согласно настоящему изобретению при измерении согласно рекомендованной процедуре API 13B-1.
Фиг. 4 представляет график, иллюстрирующий потерю текучей среды после термического старения при 121,1°C как функцию времени для буровых текучих сред согласно настоящему изобретению при измерении согласно рекомендованной процедуре API 13B-1.
Фиг. 5 представляет график, иллюстрирующий потерю текучей среды после термического старения при 148,9°C как функцию времени для буровых текучих сред согласно настоящему изобретению при измерении согласно рекомендованной процедуре API 13B-1.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
Хотя настоящее раскрытие обеспечивает предпочтительные варианты реализации, специалисты в данной области техники понимают, что могут быть произведены изменения формы и деталей без отклонения от идеи и выхода за пределы объема настоящего изобретения. Представление разнообразных вариантов реализации не ограничивает объем формулы изобретения, прилагаемой к настоящему описанию. Кроме того, любые примеры, представленные в настоящем описании, не предназначены в качестве ограничительных, а просто иллюстрируют некоторые из многочисленных возможных вариантов реализации прилагаемой формулы изобретения.
Определения
При использовании в настоящем документе термин «источник воды» означает источник воды, в котором содержится или который составляет по существу или состоит из пресной воды, водопроводной воды, колодезной воды, деионизированной воды, дистиллированной воды, пластовой воды, муниципальной воды, сбрасываемой воды, такой как сточная вода, бытовой сточной воды или муниципальной сточной воды, обработанной или частично обработанной сточной воды, соленой воды или морской воды, или комбинацию двух или более таких источников воды в зависимости от контекста. В некоторых вариантах реализации источник воды включает одну или более из солей, ионов, буферных веществ, кислот, оснований, поверхностно-активных веществ, или других растворенных, диспергированных или эмульгированных соединений, материалов, компонентов или их комбинации. В некоторых вариантах реализации источник воды содержит приблизительно от 0 мас.% до 30 мас.% относительно суммарного количества растворенных твердых веществ. Термин «на водной основе» или «водный раствор» обычно означает композицию, содержащую источник воды. Как правило, в зависимости от контекста, термин «источник воды» включает источники воды, имеющие высокое суммарное содержание растворенных твердых веществ, источники высокотемпературной воды, имеющей высокое суммарное содержание растворенных твердых веществ, и источники высокотемпературной воды.
При использовании в настоящем документе термин «высокая температура» означает температуру, составляющую приблизительно от 80°C до 200°C, как указано или определено в контексте.
При использовании в настоящем документе термин «высокое суммарное содержание растворенных твердых веществ» означает источник воды, содержащий по меньшей мере приблизительно 4 мас.% твердых веществ, растворенных в воде и в вариантах реализации вплоть до приблизительно 30 мас.% твердых веществ, растворенных в воде.
При использовании в настоящем документе термин «необязательный» или «необязательно» означает, что описываемое далее событие или обстоятельство может, но не должно обязательно возникать, и что описание включает случаи, в которых указанное событие или обстоятельство возникает, и случаи, в которых оно не возникает.
При использовании в настоящем документе термин «приблизительно», относящийся, например, к количеству ингредиента в композиции, концентрации, объему, температуре процесса, продолжительности процесса, выходу, скорости потока и другим параметрам, а также к соответствующим интервалам, используется для описания вариантов реализации настоящего изобретения, означает изменчивость численного количества, которая может возникать, например, в ходе типичных процедур измерения и операций, используемых для изготовления соединений, составов, концентратов или применения композиций; в результате непреднамеренной ошибки в указанных процедурах; вследствие различий в производстве, источнике или чистоте исходных материалов или ингредиентов, используемых для осуществления данных способов, и в результате других близких причин. Термин «приблизительно» также распространяется на количества, которые различаются вследствие старения композиции с определенной начальной концентрацией или составом, и количества, которые различаются вследствие смешивания или обработки композиции с определенной начальной концентрацией или составом. В случае модификации термином «приблизительно» формула изобретения, прилагаемая к настоящему описанию, включает эквиваленты указанных количество. Кроме того, в том случае, где термин «приблизительно» используется для описания интервала «от приблизительно x до y» или «от x до приблизительно y», оба варианта имеют одинаковое значение «от приблизительно x до приблизительно y», если иное четко не определено иное условие; такие интервалы дополнительно включают интервал, составляющий «от x до y».
При использовании в настоящем документе слово «практически», определяющий, например, тип или количество ингредиента в композиции, свойство, измеряемое количество, способ, положение, значение или интервал, используемые для описания вариантов реализации настоящего изобретения, означает вариацию, которая не влияет в целом на указанную композицию, свойство, количество, способ, положение, значение или соответствующий интервал таким образом, что делает недействительными заданную композицию, свойство, количество, способ, положение, значение или интервал. Примеры заданных свойств включают, исключительно в качестве неограничительных соответствующих примеров, гибкость, коэффициент распределения, растворимость, температуру, вязкость и т. д.; заданные значения включают скорость, толщину, выход, массу, концентрацию и т. д. Воздействие на способы, которые модифицирует термин «практически», включают воздействия, вызываемые изменчивостью типа или количества материалов, используемых в процессе, изменчивостью наладочных параметров машин, воздействия условий окружающей среды на процесс и т. д., причем характер или степень воздействия не делает недействительными одно или более заданных свойств или результатов; и подобные близкие соображения. В случае модификации термином «практически» формула изобретения, прилагаемая к настоящему описанию, включает эквиваленты указанных типов и количеств материалов.
Обсуждение
В настоящем документе описаны композиции буровых текучих сред и способы их применения. Композиции буровых текучих сред включают нанокомпозиционные материалы, имеющие морфологию типа «ядро-оболочка», где материал ядра содержит или состоит по существу из или состоит из диоксида кремния, модифицированного диоксида кремния или других органических или неорганических наночастиц, имеющих средний размер частицы, составляющий приблизительно от 5 нм до 500 нм, и оболочка содержит или состоит по существу из или состоит из сшитого полимера, содержащего акриламидные повторяющиеся звенья. Состав сшитого полимера, содержащего акриламидные повторяющиеся звенья, не ограничивается определенным образом, но в некоторых вариантах реализации он представляет собой полиакриламидный сополимер. В некоторых вариантах реализации полимер является поперечно-сшитым. Когда их используют в качестве компонента буровой текучей среды, нанокомпозиционные материалы обеспечивают превосходные свойства уменьшения потери текучей среды при применении в бурении с промывкой, уменьшая начальное ускорение и полный объем фильтрата в испытаниях потери текучей среды. Нанокомпозиционные материалы практически не набухают в воде и, таким образом, не вызывают гелеобразование буровой текучей среды. Нанокомпозиционные материалы являются термически устойчивыми по меньшей мере вплоть до приблизительно 180°C, в некоторых вариантах реализации вплоть до 250°C и, таким образом, являются подходящими для контакта с высокотемпературными источниками воды, присутствующими в некоторых буровых операциях.
Нанокомпозиционные материалы также являются подходящими для использования в приложениях, связанных с регулированием потери цементной текучей среды, соответствием воды в пластах с высокой проницаемостью (повышением нефтедобычи) и отклонением потока в стимулирующих операциях.
Нанокомпозиционные материалы
Нанокомпозиционные материалы, подходящие для использования в буровых текучих средах согласно настоящему изобретению, представляют собой состоящие из ядра и оболочки частицы, в которых ядро содержит или состоит по существу из или состоит из неорганических или органических наночастиц, имеющих размер частицы, составляющий приблизительно от 5 нм до 500 нм, и оболочка содержит или состоит по существу из или состоит из органического растворимого в воде полимера, или поперечно-сшитого полимера, который был бы растворимым в воде, если бы он не был поперечно-сшитым. В вариантах реализации размер частицы в случае наночастиц представляет собой средний размер по меньшей мере в одном направлении. В некоторых вариантах реализации размер наночастицы составляет приблизительно от 5 нм до 450 нм, или приблизительно от 5 нм до 400 нм, или приблизительно от 5 нм до 350 нм, или приблизительно от 5 нм до 300 нм, или приблизительно от 5 нм до 250 нм, или приблизительно от 5 нм до 200 нм, или приблизительно от 5 нм до 150 нм, или приблизительно от 5 нм до 100 нм, или приблизительно от 5 нм до 50 нм, или приблизительно от 5 нм до 20 нм, или приблизительно от 10 нм до 500 нм, или приблизительно от 10 нм до 400 нм, или приблизительно от 10 нм до 300 нм, или приблизительно от 10 нм до 200 нм, или приблизительно от 10 нм до 100 нм, или приблизительно от 10 нм до 50 нм, или приблизительно от 10 нм до 40 нм, или приблизительно от 10 нм до 30 нм, или приблизительно от 10 нм до 20 нм. В некоторых вариантах реализации средний размер частицы означает средний размер дискретных частиц, а не их агломератов. В других вариантах реализации размер частицы означает средний размер агломератов частиц.
В некоторых вариантах реализации наночастицы представляют собой источник наночастиц, причем в синтезе используют два или более источников наночастиц. Например, в некоторых вариантах реализации наночастицы, имеющие средний размер частицы, составляющий приблизительно от 10 нм до 20 нм, смешивают с наночастицами, имеющими средний размер частицы, составляющий от 100 нм до 200 нм, в едином синтезе нанокомпозиционных материалов. Такое смешивание не ограничивается каким-либо образом: разнообразные источники наночастиц преимущественно смешивают в любом соотношении, подходящем для получения выбранного множества размеров частиц нанокомпозиционного материала. Посредством применения двух или более источников наночастиц получают бимодальные или имеющие более высокую модальность распределения размеров частиц нанокомпозиционного материала. В некоторых вариантах реализации два или более источников наночастиц включают наночастицы, имеющие различные составы. Такие источники наночастиц смешивают, получая конечный продукт, имеющих два различных состава нанокомпозиционных материалов. В некоторых вариантах реализации источники наночастиц, которые имеют различные средние размеры частицы и/или различные составы, смешивают в едином синтезе, получая целевую композицию нанокомпозиционных материалов.
Наночастицы, подходящие для использования в получении нанокомпозиционных материалов, включают коллоидные частицы, суспендированные в воде, и сухие частицы. Примеры подходящих неорганических наночастиц включают частицы диоксида кремния, обработанного или частично обработанного пирогенного диоксида кремния, коллоидного диоксида кремния или композиционные двойного оксида кремния и алюминия; частицы оксида алюминия, диоксида титана, диоксида циркония или глины; частицы углерода; и частицы на основе природного продукта, такого как лигнит. Микропористые и мезопористые частицы, включающие указанные химические вещества, также являются подходящими для использования в получении нанокомпозиционных материалов. Любые из указанных частиц соответствующим образом используются с поверхностной обработкой или без нее. Процедуры поверхностной обработки обычно используют для получения более гидрофобной поверхности частиц; такой частицы называются термином «гидрофобно модифицированные». Например, силановые связующие вещества, имеющие общую формулу (RO)3SiR', где R и R' представляют собой алкильные группы, обычно используют для конденсации и/или присоединения к поверхности частицы, и полученные в результате этого алкильные группы (R') на поверхности частиц увеличивают гидрофобность поверхности. В некоторых вариантах реализации R' представляет собой полимеризующуюся группу, такую как акрилатная или акриламидная функциональную группу. В таких вариантах реализации последующая полимеризация приводит к полимеру, привитому к наночастицам.
Как необработанные, так и поверхностно обработанные наночастицы преимущественно используются в настоящем изобретении. Аналогичным образом, другие частицы подвергаются поверхностной обработке в некоторых вариантах реализации настоящего изобретения. Подходящие частицы диоксида кремния, которые могут быть использованы в получении нанокомпозиционных материалов, включают материалы, которые продает компания Evonik Industries AG (Эссен, ФРГ) под товарными наименованиями AEROSIL®, такие как AEROSIL® 90 (пирогенный диоксид кремния, размер частицы 12 нм, удельная площадь поверхности по методу BET 90 м2/г) и AEROSIL® R-972 (гидрофобно модифицированный диоксид кремния, размер частицы 16 нм, удельная площадь поверхности по методу BET 110 м2/г).
Распределение наночастиц по размерам не ограничивается определенным образом, за исключением того, что оказывается желательным исключение материалов, имеющих значительную пропорцию частиц, для которых размер частицы превышает 300 нм или даже превышает 200 нм. Таким образом, в некоторых вариантах реализации существенная доля, составляющая например, приблизительно от 50% до 100% частиц имеет размер частицы, составляющий 200 нм или менее, или приблизительно от 60% до 100%, или приблизительно от 70% до 100%, или приблизительно от 80% до 100%, или приблизительно от 90% до 100%, или приблизительно от 95% до 100%, или приблизительно от 98% до 100%, или приблизительно от 99% до 100%, или приблизительно 100% частиц имеют размер частицы, составляющий 200 нм или менее. В некоторых вариантах реализации размер частицы означает размер дискретных частиц; в других вариантах реализации размер частицы означает размер агломератов частиц. Кроме того, хотя форма наночастиц не ограничивается определенным образом, авторы настоящего изобретения обнаружили, что материалы, состоящие из практически сферических частиц, являются преимущественными для регулирования потери текучей среды в приложениях бурения с промывкой. Другие частицы, которые имеют форму волокон, неправильную форму или форму уложенных пластинок (такие как многочисленные глинистые материалы), также являются подходящими для использования в синтезах и приложениях настоящих нанокомпозиционных материалов.
Синтез нанокомпозиционного материала описан в статье Bhardwaj et al. (Mat. Sci. (2010) 45:1008-1016). Полимерная оболочка наносится на сердцевину частицы в процессе полимеризации на месте применения с использованием эмульсии типа «вода в масле» (латекс типа «вода в масле»). В процессе синтеза частицы суспендируют в дисперсной водной фазе латекса вместе с растворимыми в воде мономерами; после начала полимеризации мономеры полимеризуются в присутствии наночастиц, образуя дискретную морфологию типа «ядро-оболочка», имеющий узкое распределение по размерам, связанное с узким интервалом размеров частиц дисперсной водной фазы. Полученный в результате латексный продукт не осаждают, но в некоторых вариантах реализации латекс осаждают и высушивают, и твердые вещества измельчают, получая, например, порошок. Авторы настоящего изобретения обнаружили, что обычно используемые механизмы высушивания, такие как распылительное высушивание латексов, производят неагломерированные частицы нанокомпозиционного материала, которые после повторного суспендирования в воде образуют дискретные раздельные частицы, имеющие практически одинаковый интервал размеров, которые измеряются в конце синтеза и перед высушиванием нанокомпозиционного материала. В альтернативном варианте реализации латексный продукт концентрируется посредством испарения части масляной фазы и/или водной фазы после того, как завершается полимеризация.
В синтезе нанокомпозиционных материалов используют в комбинациях наночастицы одного или более типов и полимеризующиеся компоненты, образующие традиционный латекс типа «вода в масле»: водная фаза, содержащая один или более растворимых в воде мономеров, масляная фаза, содержащая неводный растворитель или масло, и по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, подходящее для стабилизации водной фазы в качестве дисперсной фазы в дисперсионной масляной фазе. В водной фазе необязательно содержится растворимое в воде сшивающее вещество. Наночастицы добавляются в водную фазу или в латекс типа «вода в масле» перед полимеризацией. После того, как объединяются наночастицы одного или более типов и традиционные полимеризующиеся компоненты, образующие латекс типа «вода в масле», полимеризация инициируется согласно традиционным способам полимеризации в обратной эмульсии, производя нанокомпозиционные материалы согласно настоящему изобретению, остающиеся практически полностью в водной фазе латекса типа «вода в масле».
В вариантах реализации один или более мономеров присутствуют в водной фазе, составляя приблизительно от 5 мас.% до 50 мас.% по отношению к полной массе латекса типа «вода в масле», или приблизительно от 5 мас.% до 40 мас.%, или приблизительно от 5 мас.% до 30 мас.%, или приблизительно от 5 мас.% до 20 мас.%, или приблизительно от 10 мас.% до 50 мас.%, или приблизительно от 15 мас.% до 50 мас.%, или приблизительно от 20 мас.% до 50 мас.%, или приблизительно от 25 мас.% до 50 мас.%, или приблизительно от 30 мас.% до 50 мас.%, или приблизительно от 35 мас.% до 50 мас.%, или приблизительно от 40 мас.% до 50 мас.%, или приблизительно от 20 мас.% до 40 мас.% по отношению к полной массе латекса типа «вода в масле».
Неограничительные примеры мономеров, используемых в синтезе части оболочки нанокомпозиционных материалов представляют собой акриламид, метакриламид, N,N-диметилакриламид, N-изопропилакриламид, акриловая кислота и соответствующие соли, 2-акрилоиламино-2-метилпропан-1-сульфоновая кислота (AMPSA), диметиламинопропилметакриламид (DMAPMA), хлорид метакриламидопропилтриметиламмония (MAPTAC), хлорид N,N-диметил-N,N-диаллиламмония (DADMAC), хлорид [3-(акрилоиламино)пропил]триметиламмония (APTAC), хлорид 2-акрилоилоксиэтилтриметиламмония (AETAC), хлорид 2-метакрилоилоксиэтилтриметиламмония (METAC), хлорид акрилоилоксиэтилдиметилбензиламмония (AEDBAC), хлорид метакрилоилоксиэтилдиметилбензиламмония (MEDBAC) и соответствующие комбинации в любом соотношении. В некоторых вариантах реализации в мономерах содержатся или их составляют в основном или полностью акриламид и акриловая кислота; в некоторых таких вариантах реализации молярное соотношение акриламида и акриловой кислоты составляет приблизительно 70:30. В некоторых вариантах реализации в мономерах содержатся или их составляют в основном или полностью акриламид, акриловая кислота и AMPSA. В некоторых вариантах реализации в мономерах содержатся или их составляют в основном или полностью акриламид и AMPSA. В некоторых вариантах реализации в мономерах содержится или их составляет в основном или полностью акриламид.
Растворимое в воде сшивающее вещество содержится в водной фазе. Подходящие для использования сшивающие вещества включают любое растворимое в воде соединение, имеющее две или более ненасыщенных групп, которые способны реагировать с источниками свободных радикалов. Например, сложные диэфиры акриловой кислоты и диолов, таких как гликоли, сложные диэфиры акриловой кислоты, сложные триэфиры акриловой кислоты или имеющие более высокую функциональность сложные эфиры многоатомных спиртов, включая сахароспирты (например, глицерин, эритрит, сорбит и т. д.) и сахаров, а также бисакриламидные соединения, такие как N,N'-метиленбисакриламид, широко используются в промышленности и являются подходящими для использования в качестве сшивающих веществ в получении нанокомпозиционных материалов. В том случае, где присутствуют сшивающие вещества, они используются в латексе типа «вода в масле» в количестве, составляющем приблизительно 1 мас.% или менее по отношению к массе латекса типа «вода в масле», например, приблизительно от 0,01 мас.% до 1 мас.%, или приблизительно от 0,05 мас.% до 1 мас.%, или приблизительно от 0,1 мас.% до 1 мас.%, или приблизительно от 0,01 мас.% до 0,5 мас.%, или приблизительно от 0,01 мас.% до 0,4 мас.%, или приблизительно от 0,01 мас.% до 0,3 мас.%, или приблизительно от 0,01 мас.% до 0,2 мас.%, или приблизительно от 0,01 мас.% до 0,1 мас.%, или приблизительно от 0,05 мас.% до 0,5 мас.%, или приблизительно от 0,1 мас.% до 0,3 мас.% по отношению к массе латекса.
Кроме того, в латексе типа «вода в масле» присутствует вода в количестве, достаточном для образования водной фазы в составе латекса. Вода присутствует в латексе типа «вода в масле», составляя приблизительно от 30 мас.% до 60 мас.% по отношению к полной массе латекса типа «вода в масле», или приблизительно от 35 мас.% до 60 мас.%, или приблизительно от 40 мас.% до 60 мас.%, или приблизительно от 45 мас.% до 60 мас.%, или приблизительно от 30 мас.% до 55 мас.%, или приблизительно от 30 мас.% до 50 мас.%, или приблизительно от 35 мас.% до 50 мас.%, или приблизительно от 40 мас.% до 50 мас.% по отношению к полной массе латекса типа «вода в масле». В некоторых вариантах реализации вода представляет собой источник воды.
Кроме того, в латексе типа «вода в масле» присутствует масло в количестве, достаточном для образования дисперсионной масляной фазы в составе латекса. В некоторых вариантах реализации масло не может воспламеняться при температурах, составляющих менее чем приблизительно 90°C, или менее чем приблизительно 80°C, или менее чем приблизительно 70°C. В некоторых вариантах реализации, масло представляет собой смесь соединений, причем растворимость указанной смеси в воде составляет менее чем 0,1 мас.% при 25°C, и смесь является практически жидкой в интервале от 20°C до 90°C. В некоторых вариантах реализации масло содержит или состоит по существу из или состоит из одной или более неразветвленных, разветвленных или циклических углеводородных групп, арильных или алкарильных групп, или комбинации двух или более таких групп. В некоторых вариантах реализации масло имеет плотность, составляющую приблизительно от 0,8 г/мл до 1,0 г/мл, например, приблизительно от 0,8 г/мл до 0,9 г/мл. Примеры подходящих масел включают декан, додекан, изотридекан, циклогексан, толуол, ксилол, лигроин и смешанные парафиновые растворители. В вариантах реализации масло присутствует в латексе типа «вода в масле» в количестве, составляющем приблизительно от 20 мас.% до 50 мас.% по отношению к полной массе латекса типа «вода в масле», или приблизительно от 25 мас.% до 50 мас.%, или приблизительно от 30 мас.% до 50 мас.%, или приблизительно от 20 мас.% до 45 мас.%, или приблизительно от 20 мас.% до 40 мас.%, или приблизительно от 25 мас.% до 45 мас.%, или приблизительно от 25 мас.% до 40 мас.%, или приблизительно от 30 мас.% до 40 мас.% по отношению к полной массе латекса типа «вода в масле».
Кроме того, в латексе типа «вода в масле» присутствуют одно или более латексных поверхностно-активных веществ. Латексные поверхностно-активные вещества используются для получения и стабилизации латексов типа «вода в масле» в процессе полимеризации и сохранения их устойчивости до обращения фаз. Традиционно используемые поверхностно-активные вещества для латексов типа «вода в масле» включают неионные этоксилированные сложные эфиры жирных кислот, блок-сополимеры этиленоксида и пропиленоксида, этоксилированные сложные эфиры сорбита и жирных кислот, сложные эфиры сорбита и жирных кислот, такой как монолаурат сорбита, моностеарат сорбита и моноолеат сорбита, блок-сополимеры этиленоксида и гидроксикислот, имеющих неразветвленные или разветвленные C10-C30-углеводородные цепи, и смеси двух или более из указанных соединений для достижения выбранного гидрофильно-липофильного баланса (HLB). Специалисты в данной области техники понимают, что в промышленности для получения и стабилизации латексов типа «вода в масле» используются многочисленные поверхностно-активные вещества, служащие в качестве среды для полимеризации мономеров и дальнейшего поддержания устойчивости эмульсии образующегося в ней полимеризованного продукта до последующей обработки или последующего применения в данной области.
В сочетании с настоящим изобретением в латексах типа «вода в масле» соответствующим образом традиционно используются любые неионные поверхностно-активные вещества и их смеси. В вариантах реализации латексное поверхностно-активное вещество представляет собой одно неионное поверхностно-активное вещество или их смесь, имеющая совокупное значение HLB, составляющее приблизительно от 4 до 11, например, приблизительно от 5 до 11, или приблизительно от 6 до 11, или приблизительно от 5 до 9, или приблизительно от 5 до 10, или приблизительно от 6 до 10, или приблизительно от 7 до 10. Подходящие поверхностно-активные вещества включают моноолеат сорбита и Polysorbate 85 (продаются из нескольких источников под товарными наименованиями SPAN® 80 и TWEEN® 85, соответственно), этоксилированные сложные эфиры сорбита и жирных кислот под различными товарными наименованиями, которые известны специалисту в данной области техники.
В вариантах реализации латексные поверхностно-активные вещества присутствуют в латексе типа «вода в масле» в количестве. Составляющем приблизительно от 5 мас.% до 15 мас.% по отношению к массе латекса типа «вода в масле», или приблизительно от 6 мас.% до 15 мас.%, или приблизительно от 7 мас.% до 15 мас.%, или приблизительно от 8 мас.% до 15 мас.%, или приблизительно от 9 мас.% до 15 мас.%, или приблизительно от 10 мас.% до 15 мас.%, или приблизительно от 5 мас.% до 14 мас.%, или приблизительно от 5 мас.% до 13 мас.%, или приблизительно от 5 мас.% до 12 мас.%, или приблизительно от 5 мас.% до 11 мас.%, или приблизительно от 5 мас.% до 10 мас.%, или приблизительно от 5 мас.% до 9 мас.%, или приблизительно от 5 мас.% до 8 мас.%, или приблизительно от 5 мас.% до 7 мас.% по отношению к массе латекса типа «вода в масле».
Представительные количества перечисленных выше материалов соответствующим образом содержатся в одном или более латексах типа «вода в масле», причем указанные количества соответствующим образом выбирают, чтобы обеспечивать оптимальную кинетическую устойчивость латекса. Представительные количества указанных материалов приведены ниже, причем указанные количества предназначены для представительных латексов типа «вода в масле», подходящих для использования в комбинации со способами и материалами согласно настоящему изобретению. Подходящие для использования латексы типа «вода в масле» не ограничиваются представленными ниже латексами. В том случае, где количества, перечисленные ниже, не составляют в сумме 100 мас.%, в латексе также присутствуют один или более дополнительных компонентов.
| Фаза | Материал | Содержание в латексе типа «вода в масле», мас.% | |||
| Латекс 1 | Латекс 2 | Латекс 3 | Латекс 4 | ||
| Масло | Масло (растворитель) | 20-30 | 25-30 | 20-25 | 30-40 |
| Латексное поверхностно-активное вещество | 10-15 | 5-7 | 5-10 | 7-12 | |
| Вода | Мономер (или полимер) | 10-25 | 20-30 | 35-40 | 20-40 |
| Вода | 20-40 | 30-35 | 35-40 | 20-30 | |
Латексы типа «вода в масле» необязательно содержат одну или более добавок. В латексах типа «вода в масле» необязательно содержатся соли, буферные вещества, кислоты, основания, агенты передачи цепи, термические стабилизаторы, вещества, образующие хелатные комплексы с металлами, коалесцирующие растворители и т. д.. В некоторых вариантах реализации добавки включают один или более ингибиторов коррозии, ингибиторов образования отложений, эмульгаторов, водоосветлителей, поглотителей сероводорода, ингибиторов образования газовых гидратов, биоцидов, модификаторов кислотности, антиоксидантов, ингибиторов образования асфальтенов или ингибиторов отложения парафинов. В некоторых вариантах реализации добавки включают один или более инвертирующих поверхностно-активных веществ, которые представляют собой ионные или неионные поверхностно-активные вещества, у которых HLB составляет более чем приблизительно 10. Хотя количество добавки, подходящей для использования в латексе типа «вода в масле», зависит от добавки и заданного применения, как правило, количество любой индивидуальной добавки составляет приблизительно от 0 мас.% до 5 мас.% по отношению к полной массе латекса типа «вода в масле», или приблизительно от 0 мас.% до 4 мас.%, или приблизительно от 0 мас.% до 3 мас.%, или приблизительно от 0 мас.% до 2 мас.%, или приблизительно от 0 мас.% до 1 мас.% по отношению к полной массе латекса.
Наночастицы добавляют в водную фазу перед получением латекса типа «вода в масле», или их добавляют в латекс типа «вода в масле» после объединения вышеупомянутых компонентов. Наночастицы описаны выше. Указанные наночастицы добавляют в латекс типа «вода в масле» в количестве, составляющем приблизительно от 0,1 мас.% до 10 мас.% по отношению к массе латекса «вода в масле», или приблизительно от 0,2 мас.% до 10 мас.%, или приблизительно от 0,3 мас.% до 10 мас.%, или приблизительно от 0,4 мас.% до 10 мас.%, или приблизительно от 0,5 мас.% до 10 мас.%, или приблизительно от 1 мас.% до 10 мас.%, или приблизительно от 2 мас.% до 10 мас.%, или приблизительно от 3 мас.% до 10 мас.%, или приблизительно от 4 мас.% до 10 мас.%, или приблизительно от 0,1 мас.% до 9 мас.%, или приблизительно от 0,1 мас.% до 8 мас.%, или приблизительно от 0,1 мас.% до 7 мас.%, или приблизительно от 0,1 мас.% до 6 мас.%, или приблизительно от 0,1 мас.% до 5 мас.%, или приблизительно от 0,1 мас.% до 4 мас.%, или приблизительно от 0,1 мас.% до 3 мас.%, или приблизительно от 0,1 мас.% до 2 мас.%, или приблизительно от 0,1 мас.% до 1 мас.%, или приблизительно от 0,5 мас.% до 7 мас.%, или приблизительно от 0,5 мас.% до 6 мас.%, или приблизительно от 0,5 мас.% до 5 мас.%, или приблизительно от 1 мас.% до 5 мас.% по отношению к массе латекса «вода в масле».
В вариантах реализации латексы типа «вода в масле» получают, используя традиционное оборудование и методологию. Таким образом, в вариантах реализации получают латекс типа «вода в масле», содержащий мономеры и наночастицы, и полимеризацию инициируют в водной фазе латекса. Специалист в данной области техники понимает, что способ инициирования, и оборудование и соединения, используемые для инициирования полимеризации, не ограничиваются определенным образом. Широкое разнообразие растворимых в воде инициаторов свободнорадикального или окислительно-восстановительного типа своим действием инициируют полимеризацию; кроме того, для инициирования полимеризации в водной фазе обычно используют нерастворимые в воде инициаторы, такой как азобисизобутиронитрил (AIBN). Для полимеризации мономеров, присутствующих в латексе типа «вода в масле» используют традиционные способы инициирования, включающие исключение воздуха, нагревание и перемешивание в течение периода времени для осуществления полимеризации, и результате получают нанокомпозиционную латексную композицию.
После полимеризации массовое соотношение наночастиц и полимера в частицах внанокомпозиционного материала составляет приблизительно от 1:100 до 50:50, например, приблизительно от 2:98 до 50:50, или приблизительно от 3:97 до 50:50, или приблизительно от 4:97 до 50:50, или приблизительно от 5:95 до 50:50, или приблизительно от 1:100 до 40:60, или приблизительно от 1:100 до 30:70, или приблизительно 1:100 до 20:80, или приблизительно от 1:100 до 10:90, или приблизительно от 1:100 до 5:95.
Наночастицы выступают в качестве подложки для роста полимера в процессе синтеза. Размер капель водной фазы внутри дисперсионной масляной фазы определяет размер полимерной оболочки, которая образуется вокруг частиц. Для целей получения регулируемого воспроизводимого продукта имеет преимущество обеспечение однородного распределения по размерам частиц нанокомпозиционного материала, полученного из единственного источника наночастиц. Помимо эффективного производства, более однородный нанокомпозиционный материал обеспечивает возможность прогнозирования и оптимизации упаковки частиц, когда нанокомпозиционный материал вводится, например, в буровую текучую среду, и, таким образом, в данной области могут прогнозироваться дозируемые количества наночастиц. Эксплуатационные характеристики нанокомпозиционных материалов являются воспроизводимыми и прогнозируемыми в одном или более приложениях бурения с промывкой. Кроме того, способность обеспечения регулируемых бимодальных или имеющих более высокую модальность распределений по размерам частиц, которые описаны выше, легко осуществляется посредством получения двух или более распределений средних размеров частиц нанокомпозиционного материала в одном синтезе.
В некоторых вариантах реализации средний размер частицы нанокомпозиционных материалов является приблизительно таким же или составляет менее чем размер частицы, который возникает, когда соответствующий полимер синтезируют в таких же условиях, но без наночастиц. Таким образом, например, в некоторых вариантах реализации акриламидный гомополимер, синтезированный в латексе типа «вода в масле» при отсутствии наночастиц, имеет приблизительно такой же средний размер частицы после завершения полимеризации, как такой же акриламидный полимер, когда синтез осуществляют в таких же условиях, но в присутствии наночастиц. В некоторых вариантах реализации акриламидный гомополимер, синтезированный в латексе типа «вода в масле» при отсутствии наночастиц (полимерных частиц) имеет больший средний размер частицы после завершения полимеризации, чем такой же акриламидный полимер, когда синтез осуществляют в таких же условиях, но в присутствии наночастиц (частиц нанокомпозиционного материала), например, средний размер частицы, больший приблизительно на 5%-50%, или средний размер частицы, больший приблизительно на 10%-30%.
В некоторых вариантах реализации оказывается возможным синтез нанокомпозиционных материалов с применением технологий дисперсионной полимеризации. Дисперсионную полимеризацию в воде используют в тех случаях, где оказывается желательным предотвращение применения масла, а также где оказывается желательным уменьшение или исключение применения поверхностно-активных веществ. Полимеризация происходит, в основном, в воде, где продукт полимеризации представляет собой нанокомпозиционный материал, диспергированный в воде, в которой практически отсутствует масло, поверхностно-активное вещество присутствует в уменьшенной концентрации, или поверхностно-активное вещество практически отсутствует.
Нанокомпозиционные материалы имеют одно или более из следующих свойств, количеств или размеров. Нанокомпозиционные материалы выбирают в целях одного или более свойств на основании свойств, количеств и размеров частиц материалов, используемых в соответствующем синтезе.
| Наночастица | Средний размер наночастицы | Соотношение наночастиц и полимера | Размер частиц нанокомпозиционного материала |
| Диоксид кремния | от 5 нм до 20 нм | от 1:100 до 5:95 | от 150 нм до 400 нм |
| Диоксид титана | от 10 нм до 100 нм | от 1:20 до 1:5 | от 100 нм до 300 нм |
| Диоксид циркония | от 20 нм до 50 нм | от 1:10 до 1:1 | от 25 нм до 200 нм |
| Диоксид кремния | от 150 нм до 300 нм | от 10:90 до 30:70 | от 160 нм до 500 нм |
Применения
Композиции и способы, регулирующие потери цементирующей текучей среды. Цементирование представляет собой обычную технологию, используемую в течение многих фаз операций в стволе скважины. Например, цемент можно использовать, чтобы изолировать скважину или укреплять в ней разнообразные обсадные колонны и/или хвостовики. В других случаях цементирование можно использовать в восстановительных операциях для ремонта обсадной колонны и/или для достижения изоляции пласта. В следующих случаях цементирование можно использовать в процессе ликвидации скважины.
Ннанокомпозиционные материалы являются подходящими для использования в качестве добавок, препятствующих потере цементирующей текучей среды, чтобы предотвращать миграции компонентов цементирующей суспензии в горные породы после введения свежеприготовленного цемент и перед его затвердеванием. Миграция вызывает повреждение пласта, которое далее воздействует на добычу нефти. Миграция также представляет собой потерю суспензии, которая создает значительные расходы в операциях бурения и цементирования. Операции цементирования, которая осуществляются в стволе скважины в условиях высокого напряжения, может представлять собой определенные трудности, в том числе затруднения в получении хорошей изоляции ствола скважины и/или сохранении механической целостности ствол скважины в течение всего срока эксплуатации скважины.
Для целей настоящего изобретения термин «сухой цемент» означает цементные частицы перед добавлением воды. В вариантах реализации нанокомпозиционные материалы объединяют с сухим цементом, таким как порошок портландцемента, и источником воды, образуя цементную композицию согласно настоящему изобретению. В процессе последующей реакции отверждения цементные композиции согласно настоящему изобретению имеют превосходные свойства удерживания текучей среды по сравнению с традиционными цементами. Это представляет собой значительный фактор в обеспечении надлежащего отверждения цемента, который способен реагировать с водой, образуя прочную отвержденную матрицу. Цементные композиции также проявляют эффективность в практическом предотвращении миграции твердых веществ в горные породы в процессе отверждения.
В вариантах реализации цементные композицияи согласно настоящему изобретению содержат или по существу состоят из воды, цемента и нанокомпозиционного материала, имеющего морфологию типа «ядро-оболочка», в котором ядро содержит наночастицы, имеющие средний размер частицы, составляющий приблизительно от 10 нм до 500 нм, и оболочка содержит поперечно-сшитый полимер, содержащий акриламидные повторяющиеся звенья.
Не требуются никакие специальные способы получения цементных композиций согласно настоящему изобретению; компоненты можно соответствующим образом добавлять в любой последовательности с перемешиванием, подходящим для получения подходящей цементной композиции для одной или более строительных целей, что понимает специалист в данной области техники. В некоторых вариантах реализации нанокомпозиционные материалы используют в форме латекса типа «вода в масле», который добавляют непосредственно в источник воды и цемент, получая цементную композицию согласно настоящему изобретению. В других вариантах реализации, латекс для нанокомпозиционных материалов подвергают высушиванию или распылительному высушиванию и измельчают, получая тонкий порошок, и данный порошок добавляют в цемент и источник воды, получая цементную композицию согласно настоящему изобретению. В следующих вариантах реализации дисперсию нанокомпозиционного материала, получаемую посредством дисперсионной полимеризации, добавляют в цемент, получая цементную композицию согласно настоящему изобретению; в некоторых таких вариантах реализации дисперсия обеспечивает всю воду, требуемую для осуществления отверждения цемента; в других вариантах реализации необходимо добавлять дополнительную воду для упрощения образования нанокомпозиционного материала.
Нанокомпозиционные материалы, подходящие для применения в цементных композициях согласно настоящему изобретению, содержат или состоят по существу из или состоят из наночастиц, включающих ядроу и поперечно-сшитую полимерную оболочку. Нанокомпозиционные материалы присутствуют в цементных композициях согласно настоящему изобретению в количествах, составляющих приблизительно от 0,5 мас.% до 5 мас.% по отношению к массе цементной композиции, или приблизительно от 0,7 мас.% до 5 мас.%, или приблизительно от 1 мас.% до 5 мас.%, или приблизительно от 0,5 мас.% до 3,5 мас.%, или приблизительно от 0,5 мас.% до 3 мас.%, или приблизительно от 0,5 мас.% до 2,5 мас.%, или приблизительно от 0,5 мас.% до 2 мас.% по отношению к массе цементной композиции.
Сухой цемент присутствует в цементных композициях согласно настоящему изобретению, составляя приблизительно от 30 мас.% до 80 мас.% композиции, или приблизительно от 40 мас.% до 80 мас.%, или приблизительно от 50 мас.% до 80 мас.%, или приблизительно от 60 мас.% до 80 мас.%, или приблизительно от 50 мас.% до 70 мас.%, или приблизительно от 60 мас.% до 70 мас.% относительно цементных композиций согласно настоящему изобретению.
Источник нанокомпозиционного материала включает единственную композицию наночастиц или две или более композиции наночастиц в зависимости от выбора пользователя, осуществляющего синтез, который описан выше. В других вариантах реализации два или более источника нанокомпозиционных материалов смешивают в составе одного цемента, причем источники нанокомпозиционных материалов являются различными.
Композиции буровых текучих сред и способы. В вариантах реализации нанокомпозиционные материалы объединяют с закупоривающим агентом и источником воды, получая буровую текучую среду согласно настоящему изобретению. Буровые текучие среды согласно настоящему изобретению имеют превосходные свойства удерживания текучей среды по сравнению с традиционными буровыми текучими средами. Буровые текучие среды также проявляют эффективность в практическом предотвращении миграции твердых веществ в горные породы в течение операций бурения.
В вариантах реализации буровые текучие среды согласно настоящему изобретению содержат или по существу состоят из воды, карбоната кальция и нанокомпозиционного материала, имеющего морфологию типа «ядро-оболочка», в котором ядро содержит наночастицы, имеющие средний размер частицы, составляющий приблизительно от 10 нм до 500 нм, и оболочка содержит поперечно-сшитый полимер, содержащий акриламидные повторяющиеся звенья.
Не требуются никакие специальные способы получения буровые текучие среды согласно настоящему изобретению; компоненты можно соответствующим образом добавлять в любой последовательности с перемешиванием, пригодным для получения подходящего бурового раствора или текучей среды, что понимает специалист в данной области техники. В некоторых вариантах реализации, нанокомпозиционные материалы используют в форме латекса типа «вода в масле», который добавляют непосредственно в источник воды и закупоривающий агент, получая буровую текучую среду. В других вариантах реализации нанокомпозиционные материалы в форме латекса подвергают высушиванию или распылительному высушиванию и измельчают, получая тонкий порошок, и данный порошок добавляют в закупоривающий агент и источник воды, получая буровую текучую среду.
Нанокомпозиционные материалы, подходящие для применения в композициях бурового раствора согласно настоящему изобретению, содержат с или состоят по существу из или состоят из наночастиц, имеющих ядро и поперечно-сшитую полимерную оболочку. При добавлении в один или более закупоривающих материалов и источник воды наночастицы функционируют как регулирующие потери текучей среды вещества в одной или более операциях бурения. Нанокомпозиционные материалы присутствуют в буровых текучих средах согласно настоящему изобретению, составляя приблизительно от 0,5 мас.% до 5 мас.% буровой текучей среды, или приблизительно от 0,7 мас.% до 5 мас.%, или приблизительно от 1 мас.% до 5 мас.%, или приблизительно от 1,3 мас.% до 5 мас.%, или приблизительно от 1,5 мас.% до 5 мас.%, или приблизительно от 1,7 мас.% до 5 мас.%, или приблизительно от 2,0 мас.% до 5 мас.%, или приблизительно от 0,5 мас.% до 3,5 мас.%, или приблизительно от 0,5 мас.% до 3 мас.%, или приблизительно от 0,5 мас.% до 2,5 мас.%, или приблизительно от 0,5 мас.% до 2 мас.%, или приблизительно от 1 мас.% до 4 мас.%, или приблизительно от 1 мас.% до 3 мас.% буровой текучей среды.
В некоторых вариантах реализации источник нанокомпозиционного материала представляет собой продукт синтеза единственного нанокомпозиционного материала. В некоторых вариантах реализации в буровой текучей среде используют единственный источник нанокомпозиционного материала. Источник нанокомпозиционного материала характеризует мономодальное распределение частиц по размерам или бимодальное или имеющее более высокую модальность распределение, что выбирает пользователь, осуществляющий синтез, который описанный выше. Источник нанокомпозиционного материала включает единственную композицию наночастиц или две или более композиции наночастиц, что выбирает пользователь, осуществляющий синтез, который описанный выше. В других вариантах реализации два или более источников нанокомпозиционных материалов смешивают в одной буровой текучей среде, причем источники нанокомпозиционных материалов являются различными. Таким образом, в разнообразных вариантах реализации пользователь может преимущественно выбирать и смешивать в любом соотношении два или более источников нанокомпозиционных материалов, имеющих различные распределения наночастиц по размерам, различные композиции наночастиц, различные содержания полимера, различные соотношения полимера и наночастицы, или источники нанокомпозиционных материалов, имеющие два или более таких различий, в составе одной буровой текучей среды. Способность легкого регулирования содержания нанокомпозиционного материала в буровых текучих средах согласно настоящему изобретению представляет собой преимущество настоящего изобретения, потому что различные пласты имеют различные пористости горных пород, размеры трещин и размеры пор, которые необходимо учитывать. Способность легкого выбора и необязательного смешивания источников нанокомпозиционных материалов означает, что легко осуществляется оптимизация буровых текучих сред в соответствии с различными требованиями к упаковке частиц на площадке. Различные источники нанокомпозиционных материалов преимущественно смешивают в течение стадии изготовления или упаковки или на месте применения на площадке.
Буровые текучие среды согласно настоящему изобретению содержат один или более источников нанокомпозиционных материалов, источник воды и закупоривающий агент. Закупоривающие агенты представляют собой частицы твердых веществ, которые добавляют в буровую текучую среду, чтобы закупоривать устья пор или трещины открытой горной породы и в результате этого образовывать глинистую корку, предотвращая потерю всего бурового раствора или чрезмерное образование фильтрата. Для пластовых приложений обычные закупоривающие агенты содержат карбонат кальция, суспендированную соль и растворимые в масле смолы.
Размер частиц закупоривающего агента выбирает пользователь. В некоторых вариантах реализации выбор основан на критериях, знакомых специалистам в данной области техники: размер частиц закупоривающего агента выбирают равным приблизительно одной трети среднего размера пор рассматриваемой горной породы.
Закупоривающий агент присутствует в композициях бурового раствора согласно настоящему изобретению, составляя приблизительно от 10 мас.% до 30 мас.% композиции, или приблизительно от 10 мас.% до 25 мас.%, или приблизительно 10 мас.% до 20 мас.%, или приблизительно от 10 мас.% до 15 мас.%, или приблизительно от 11 мас.% до 30 мас.%, или приблизительно от 12 мас.% до 30 мас.%, или приблизительно от 13 мас.% до 30 мас.%, или приблизительно от 14 мас.% до 30 мас.%, или приблизительно от 15 мас.% до 30 мас.%, или приблизительно от 12 мас.% до 20 мас.% относительно композиций бурового раствора согласно настоящему изобретению.
Композиции и способы для ограничения воды и повышения добычи нефти. Данное приложение включает применение полимерных гелей или других материалов для разделения, изоляции или отделения потока в двух различных секциях пласта. Нанокомпозиционные материалы являются подходящими для использования во временном блокирующем слое или секции пласта для цели изоляции и уменьшения миграции воды в желательную целевую секцию. Более подробное описание потенциальных приложений ограничения воды и повышения добычи нефти приведено на сайте http://petrowiki.org/Conformance_improvement.
Композиции и способы для бумажных наполнителей. Комбинации нанокомпозиционных материалов и катионного крахмала являются подходящими для использования в качестве бумажных наполнителей и для предотвращения миграции и осаждения в волокнистых материалах на водной основе, используемых в производстве бумаги. Такие приложения включают применение способов и оборудования для производства бумаги в изготовлении нетканых изделий, таких как фильтрационные материалы.
Композиции и способы для флоккулирующих и осветляющих средств. Нанокомпозиционные материалы являются подходящими для использования в качестве флоккулирующих и осветляющих средств в таких процессах, как производство бумаги и обработка воды. В некоторых таких вариантах реализации нанокомпозиционные материалы включают катионно заряженную ионную полимерную оболочку.
Способы бурения
В вариантах реализации буровые текучие среды согласно настоящему изобретению являются подходящими для использования в одном или более способах бурения с промывкой. В некоторых вариантах реализации способы бурения включают введение буровой текучей среды в ствол скважины, проникающей в углеводородсодержащую горную породу, одновременно с бурением внутри ствола скважины. Буровые текучие среды вводят в ствол скважины, чтобы упрощать процесс бурения посредством суспендирования выбуренных обломков, регулирования давления, стабилизации открытой горной породы, обеспечения плавучести, охлаждения и смазки. Буровые текучие среды согласно настоящему изобретению не адсорбируются на горных породах в скважине и, таким образом, не закупоривают поры в горной породе. Регулирование потери текучей среды достигается без какого-либо наблюдаемого гелеобразования или образования корки из текучей среды, например, внутри ствола скважины.
Буровые текучие среды имеют превосходные свойства регулирования потери текучей среды по сравнению с традиционными регулирующими потери текучей среды добавками на водной основе, такими как крахмал. Например, когда измерение происходит согласно рекомендованной процедуре API 13B-1, буровые текучие среды согласно настоящему изобретению претерпевают потерю менее чем приблизительно 10 мл текучей среды в условиях HPHT, включающих температуры выше 100°C, например, от 100°C до 200°C, или приблизительно от 100°C до 190°C, или приблизительно от 100°C до 180°C, или приблизительно от 100°C до 170°C, или приблизительно от 110°C до 200°C, или приблизительно от 120°C до 200°C, или приблизительно от 130°C до 200°C, или приблизительно от 140°C до 200°C, или приблизительно от 150°C до 200°C, или приблизительно от 120°C до 180°C. В таком испытании потеря текучей среды для буровых текучих сред согласно настоящему изобретению составляет приблизительно от 1 мл до 10 мл, или приблизительно от 1 мл до 9 мл, или приблизительно от 1 мл до 8 мл, или приблизительно от 1 мл до 7 мл, или приблизительно от 1 мл до 6 мл, или приблизительно от 1 мл до 5 мл, или приблизительно от 2 мл до 10 мл, или приблизительно от 3 мл до 10 мл, или приблизительно от 4 мл до 10 мл, или приблизительно от 5 мл до 10 мл, или приблизительно от 5 мл до 9 мл, или приблизительно от 5 мл до 8 мл, или приблизительно от 5 мл до 7 мл.
В некоторых таких испытаниях буровые текучие среды согласно настоящему изобретению подвергают термическому старению при температуре от 120°C до 150°C в течение 16 часов или более перед исследованием потери текучей среды, причем результаты исследования потери текучей среды до и после термического старения (горячей прокатки) являются практически одинаковыми или уменьшаются (представляя улучшение характеристик потери текучей среды) после воздействия термического старения. В других испытаниях буровые текучие среды согласно настоящему изобретению подвергают термическому старению при температуре от 150°C до 170°C в течение 16 часов или более перед исследованием потери текучей среды, причем результаты исследования потери текучей среды до и после термического старения отражают термическую стабилизацию, которую обеспечивает присутствие наночастиц. Авторы настоящего изобретения обнаружили, что присутствие наночастиц вызывает улучшение эксплуатационных характеристик нанокомпозиционного материала в высокотемпературных приложениях, в том числе до и после термического старения при 150°C до 170°C. Например, даже после 16 часов термического старения при 163°C нанокомпозиционные материалы претерпевают потерю менее чем приблизительно 10 мл текучей среды в условиях HPH. Кроме того, нанокомпозиционные материалы проявляют уменьшение потери текучей среды в течение применения по меньшей мере на 10% по сравнению с полимерными частицами, получаемыми с применением таких же процедур, как в случае нанокомпозиционного материала, но не содержащих наночастиц, когда сравниваются два материала одинаковой массы. В некоторых таких вариантах реализации уменьшение потери текучей среды, наблюдаемая для нанокомпозиционного материала, составляет приблизительно от 10% до 40% по сравнению с соответствующими полимерными частицами (содержащими такой же полимер, но без наночастиц), или приблизительно от 15% до 40%, или приблизительно от 20% до 40%, или приблизительно от 25% до 40%, или приблизительно от 30% до 40%, или приблизительно от 10% до 35%, или приблизительно от 0% до 30%, или приблизительно от 15% до 35%, или приблизительно от 25% до 35%, или приблизительно от 30% до 35% по сравнению с соответствующими полимерными частицами при осуществлении измерений при температурах от 150°C до 170°C.
В вариантах реализации способ согласно настоящему изобретению включает введение буровой текучей среды согласно настоящему изобретению в ствол скважины и осуществление операции бурения в стволе скважины. В некоторых вариантах реализации бурение является периодическим, то есть бурение осуществляется в течение некоторых периодов времени, между которыми бурение останавливается. В некоторых вариантах реализации температура в части ствола скважины составляет приблизительно от 60°C до 250°C. В некоторых вариантах реализации ствол скважины включает источник воды, имеющий высокое суммарное содержание растворенных твердых веществ.
Буровые текучие среды согласно настоящему изобретению проявляют эффективность в предотвращении потери текучей среды в одном или более стволах скважин в течение бурения. Буровые текучие среды согласно настоящему изобретению предотвращают потеря текучей среды в течение периодического бурения. Буровые текучие среды согласно настоящему изобретению не претерпевают существенное гелеобразование или образование корки внутри ствола скважины в течение бурения или в течение периодического бурения, но все же обеспечивают эффективное предотвращение потери текучей среды внутри и вокруг поверхностей горной породы и расщелин или трещин в горной породе.
Экспериментальная часть
Пример 1
Компоненты, перечисленные в таблице 1, смешивали, образуя эмульсии типа «вода в масле», как описано в приведенной ниже процедуре.
Таблица 1. Компоненты для синтеза нанокомпозиционных материалов.
| Компонент | Интервал содержания в композиции, мас.% |
| акриламид | 10-25 |
| 2-акриламидо-2-метилпропан-1-сульфоновая кислота (AMPSA) | 0-15 |
| Этилендиаминтетраацетат | 0,010-0,03 |
| SPAN® 80 (Croda International, Йоркшир, Великобритания) | 1,5-2 |
| TWEEN® 85 (Croda International) | 5-10 |
| 2,2 -азобисизобутиронитрил | 0,15-0,2 |
| N,N'-метиленбисакриламид | 0,15-0,2 |
| метабисульфит натрия | 0,1-0,2 |
| наночастицы, сухая масса | 0,5-5 |
| парафиновая дистиллятная смесь, температура кипения 223,6°C | 30-40 |
| вода (деионизированная) | 40-50 |
Парафиновый дистиллят и поверхностно-активные вещества SPAN® и TWEEN® добавляли в резервуар и перемешивали в течение приблизительно 10 минут. Затем воду, акриламид и 2-акрилоиламино-2-метилпропан-1-сульфоновую кислоту смешивали друг с другом, указанную смесь добавляли в резервуар и объединенные реагенты перемешивали при скорости 900 об/мин в течение 10 минут. Начинали продувание азота и добавляли в резервуар выбранные наночастицы. После перемешивания в течение 10 минут в резервуар добавляли этилендиаминтетраацетат. Перемешивание продолжали в течение следующих 30 минут в процессе продувания азота. Затем 2,2'-азобисизобутиронитрил и N,N'-метиленбисакриламид добавляли в форме твердых веществ в резервуар, и перемешивание продолжали в течение приблизительно 1 часа. Затем температуру содержимого резервуара увеличивали до 50°C с последующим применением регулирования температуры для поддержания температуры в интервале от 60°C до 65°C. После выдерживания в течение 5 часов при температуре от 60°C до 65°C в резервуар добавляли метабисульфит натрия. Резервуар выдерживали при 60°C в состоянии перемешивания в течение дополнительного 1 часа. Затем содержимое резервуара оставляли для охлаждения до температуры в помещении лаборатории.
Используя указанную технологию, синтезировали композиции, представленные в таблице 2. Содержимое резервуара затем использовали в полученном виде для добавления в одну или более композиций буровых текучих сред.
Таблица 2. Компоненты материалов, используемых в качестве регулирующих потери текучей среды веществ. «Мас.% сухого вещества» означает массовое процентное содержание сухих наночастиц и одного или более мономеров или полимера.
| Номер материала | Тип наночастиц | Содержание наночастиц, мас.% сухого вещества | Акриламид, мас.% сухого вещества | AMPSA, мас.% сухого вещества | Бисакриламид, мас.% сухого вещества |
| FLC1 | SiO2, 16 нм, поверхностно модифицированный (Evonik, Aerosil R972) | 5,00 | 94,82 | 0 | 0,18 |
| FLC2 | SiO2, 16 нм, поверхностно модифицированный (Evonik, Aerosil R972) | 4,8 | 80,82 | 14,2 | 0,18 |
| C1 | Отсутствует | 0 | 98,80 | 0 | 0,2 |
| C2 | Отсутствует | 0 | 84,9 | 14,9 | 0,2 |
| FLC3 | SiO2, 330 мкм (SIPERN AT® 2200, Evonik Industries) | 5,0 | 94,82 | 0 | 0,18 |
| FLC4 | SiO2, 16 нм, поверхностно модифицированный (Evonik, Aerosil R972) | 5,2 | 5,2 | 29,8 | 0,18 |
| FLC5 | SiO2, 12 нм (Evonik, Aerosil 90) | 5,0 | 94,82 | 0 | 0,18 |
| FLC6 | TiO2, 21 нм (Sigma Aldrich) | 5,0 | 94,82 | 0 | 0,18 |
Пример 2
Таблица 3 представляет компоненты буровой текучей среды согласно настоящему изобретению. Компоненты смешивали в указанной последовательности и перемешивали в течение указанного периода времени перед добавлением следующего компонента из списка.
Таблица 3. Компоненты буровой текучей среды. Регулирующие потери текучей среды вещества (FLC) указаны в таблице 4.
| Компонент | Масса, г | Продолжительность перемешивания, мин |
| Водопроводная вода | 350,0 | Не применяется |
| KCl | 18,0 | 1 |
| NaCl | 3,0 | 1 |
| Тиосульфат натрия | 1,5 | 3 |
| Torq Free HD (Nalco Champion, Хьюстон, штат Техас) | 12,0 | 2 |
| Ксантановая камедь (CP Kelco, Атланта, штат Джорджия) | 1,8 | 20 |
| Регулирующее потери текучей среды вещество, мас.% сухого вещества дополнительных компонентов | 2,0 | 10 |
| Продукт 6216 (Nalco Champion) | 12,0 | 2 |
| Гидроксид натрия или известь | 0,3-0,6 | 5 |
| Bactron K87 (Nalco Champion) | 0,3 | 1 |
| Карбонат кальция | 15,0 | 5 |
| Барит (сорт API) | 213,0 | 10 |
Таблица 4 представляет композиции буровых текучих сред, получаемых с применением компонентов из таблицы 3 и введением нанокомпозиционных материалов из таблицы 2.
Таблица 4. Буровые текучие среды согласно композиции из таблицы 3, включающие добавки, регулирующие потери текучей среды (FLC) из таблицы 2.
| Буровая текучая среда | Регулирующее потери текучей среды вещество |
| DF1 | FLC1 |
| DF2 | FLC2 |
| DF3 | FLC3 |
| DF4 | FLC4 |
| DF5 | FLC5 |
| DF6 | FLC6 |
| DFC1 | Отсутствует |
| DFC2 | C1 |
| DFC3 | C2 |
| DFC4 | Крахмал |
Пример 3
Вязкость как функцию скорости сдвига для текучей среды C1, текучей среды C2, текучей среды C3, текучей среды C4, текучей среды 1 и текучей среды 2 измеряли, используя вискозиметр FANN® 35 (поставщик FANN® Instrument Company, Хьюстон, штат Техас) при 150°F; скорость сдвига изменяли от 10 до 1000 с-1. Фиг. 1 представляет на график вязкость (сП) как функцию скорости сдвига для указанных текучих сред.
Фиг. 1 показывает, что реологические свойства буровой текучей среды практически не изменялись в присутствии регулирующих потери текучей среды веществ. Когда текучую среду 1 и текучую среду 2 сравнивали с буровой текучей средой, в которой отсутствовало регулирующее потери текучей среды вещество (текучая среда C1), или с крахмалом в качестве регулирующего потери текучей среды вещества (текучая среда C4), наблюдали, что вязкость нанокомпозиционных материалов практически не увеличивалась. Таким образом, нанокомпозиционные материалы характеризуются отсутствием значительного набухания в буровых текучих средах согласно настоящему изобретению: если бы полимерный компонент нанокомпозиционных материалов проявлял значительное набухание в присутствии воды, можно было бы предполагать увеличение вязкости буровой текучей среды, в частности, по сравнению с вязкостью текучей среды, в которой отсутствует регулирующее потери текучей среды вещество. В некоторых случаях чрезмерное набухание приводит к гелеобразованию внутри ствола скважины, которое является нежелательным для применения в буровом оборудовании. Однако необходимо достаточное набухание нанокомпозиционных материалов для предотвращения потери текучей среды. Потерю текучей среды измеряли в примере 4.
Пример 4
Характеристики регулирования потери текучей среды для регулирующих потери текучей среды веществ измеряли в соответствии с условиями, предполагаемыми для операций бурения при высокой температуре и высоком давлении (HTHP). Порцию каждой из текучих сред помещали в ячейки высокого давления (ячейки OFITE) и прокатывали в течение 16 часов при 149°C, чтобы моделировать условия старения текучей среды при высокой температуре. Затем подвергнутые и не подвергнутые старению текучие среды подвергали исследованию потери текучей среды, как описано ниже. Результаты исследования потери текучей среды представлены в таблице 5.
Исследование потери текучей среды. -Данное исследование проводили согласно процедурам Американского института нефти (API) для фильтрации в условиях HTHP, которые представляют собой измерение потери текучей среды из буровых растворов в условиях HTHP (практические рекомендации 13B-1 и 13B-2). Согласно указанной процедуре, рубашка HTHP должна предварительно нагреваться до температуры, превышающей на 10°F (5,6°C) температуру испытания. Когда рубашка достигает указанной температуры, измерительную ячейку помещают в рубашку, устанавливают верхнее и нижнее напорные соединения и измерительную ячейку нагревают при повышенном давлении. Когда температура ячейка отличается не более чем на 5°F (2,8°C) от температуры испытания, верхнее и нижнее давление устанавливают на выбранном уровне и начинают испытание в условиях HTHP. Рекомендации API заключаются в том, что измерительная ячейка и текучая среда должны достигнуть температуры испытания в течение одного часа. Объем текучей среды измеряют как функцию времени в течение 30 минут (показания снимают через 1, 3, 5, 10, 15, 20, 25 и 30 минут).
Согласно настоящему изобретению, испытание проводили при 148,9°C, если не указаны иные условия, и для указанной температуры испытания была использована следующая процедура:
Рубашку HTHP предварительно нагревали до 154,5°C. Исследуемую текучую среду перемешивали в течение 10 минут перед введением в измерительную ячейку. Измерительная ячейка содержала приблизительно 175 мл образца в верхней части ячейки. Термопару помещали в верхнюю часть измерительной ячейки, ввинчивали через верхнее отверстие и герметизировали. Присоединяли верхний и нижний регуляторы давления. Газообразный азот газ вводили через верхний клапан при давлении 690 кПа. Измерительную ячейку и текучую среду нагревали под давлением в течение 60 минут, причем после окончания 30 минут давление на верхнем регуляторе увеличивали до 4140 кПа, а давление на нижнем приемнике устанавливали на уровне 690 кПа, и в результате этого получали перепад давления 3447 кПа на фильтровальной бумаге (фильтровальная бумага #206056, поставщик Fann Instrument Company, Хьюстон, штат Техас). Затем нижний клапан измерительной ячейки открывали для начала испытания. Через 30 минут нижний клапан закрывали для окончания испытания. Объем фильтрата измеряли и записывали.
Таблица 5. Потеря текучей среды в течение 30 минут до и после 16-часового старения в процессе горячей прокатки при 149°C для указанных текучих сред.
| Буровая текучая среда | Потеря текучей среды в течение 30 минут при 149°C, мл | |
| До горячей прокатки | После горячей прокатки | |
| DFC1 | >100 | >100 |
| DFC2 | 6,5 | 6,4 |
| DFC4 | 19,3 | >100 |
| DFl | 6,3 | 6,4 |
| DF3 | 11,1 | 7,9 |
| DF4 | 6,3 | 6,0 |
| DF5 | 10,3 | 6,8 |
| DF6 | 9,2 | 6,2 |
Пример 5
Свойства потери текучей среды сравнивали для нанокомпозиционных материалов, содержащих наночастицы диоксида кремния, имеющие различные размеры частицы. Таким образом, FLC 3 и FLC 5 сравнивали в исследовании потери текучей среды при 121,1°C и 148,9°C с применением процедуры примера 4. Материалы FLC испытывали при содержании 0,57 мас.% и 1,14 мас.% в буровых текучих средах, содержащих такие же компоненты, как представлено в таблице 3. Фиг. 2 представляет на графике потерю текучей среды в форме фильтрата как функцию времени после 16-часового старения в форме горячей прокатки при 121,1°C для указанных регулирующих потери текучей среды веществ при содержании 0,57 мас.%. Фиг. 3 представляет на графике потерю текучей среды в форме фильтрата как функцию времени после 16-часового старения в форме горячей прокатки при 148,9°C для указанных регулирующих потери текучей среды веществ при содержании 1,14 мас.%.
Пример 6
Свойства потери текучей среды сравнивали для нанокомпозиционных материалов, имеющих разнообразные составы.
Таким образом, FLC1, FLC5 и FLC6 сравнивали в исследовании потери текучей среды при 121,1°C и 148,9°C с применением процедуры примера 4. Материалы FLC испытывали при содержании 0,57 мас.% и 1,14 мас.% в буровых текучих средах, содержащих такие же компоненты, как представлено в таблице 3. Фиг. 4 представляет на графике потерю текучей среды в форме фильтрата как функцию времени после 16-часового старения в форме горячей прокатки при 121,1°C для указанных регулирующих потери текучей среды веществ при содержании 0,57 мас.%. Фиг. 5 представляет на графике потерю текучей среды в форме фильтрата как функцию времени после 16-часового старения в форме горячей прокатки при 148,9°C для указанных регулирующих потери текучей среды веществ при 1,14 мас.%.
Пример 7
Устойчивость при высокой температуре и свойства потери текучей среды сравнивали для нанокомпозиционных материалов и полимерных частиц, получаемых без включения наночастиц. Таким образом, FLC2 и C2 (см. таблицу 2) сравнивали в исследовании потери текучей среды с применением процедуры примера 4, за исключением того, что исследование проводили при 163°C. исследуемые текучие среды содержали 1,14 мас.% твердых веществ FLC2 или C2 в буровой текучей среде, содержащей такие же компоненты, как представлено в таблице 3. Текучие среды исследовали до и после горячей прокатки при 163°C в течение 16 часов. Результаты исследования потерь текучей среды представлены в таблице 6.
Таблица 6. Потеря текучей среды в течение 30 минут до и после 16-часового старения в процессе горячей прокатки при 163°C для указанных текучих сред.
| Буровая текучая среда | Потеря текучей среды в течение 30 минут при 163°C, мл | |
| До горячей прокатки | После горячей прокатки | |
| DF2 | 5,8 | 6,4 |
| DFC3 | 6,7 | 8,5 |
Из приведенных выше данных можно видеть, что присутствие наночастиц производит значительное благоприятное воздействие на сохранение эксплуатационных характеристик нанокомпозиционного материала в высокотемпературных приложениях. До горячей прокатки материал, DFC3, который содержит регулирующее потери текучей среды вещество C2, проявлял увеличенную более чем на 15% более потерю текучей среды по сравнению с материалом DF2, который содержит регулирующее потери текучей среды вещество FLC2. После горячей прокатки в течение 16 часов DFC3 проявлял увеличенную более чем на 30% потерю текучей среды по сравнению с материалом DF2.
Пример 8
Размер частиц измеряли для регулирующих потери текучей среды веществ, перечисленных в таблице 7. Размер частиц измеряли с применением динамического светорассеивающего анализатора наночастиц Horiba SZ-100 (поставщик Horiba Ltd., Киото, Япония). Образцы латекса помещали непосредственно в кварцевые ячейки и измерения осуществляли при комнатной температуре в трех параллельных исследованиях.
Таблица 7. Анализ размеров частиц перечисленных регулирующих потери текучей среды веществ.
| Регулирующее потери текучей среды вещество | Размеры частиц вещества (нм) | Среднее значение (нм) | Среднеквадратическое отклонение |
| C1 | 177,5 | 182,4 | 4,3 |
| 185,6 | |||
| 184 | |||
| FLC1 | 158,5 | 161,4 | 5,1 |
| 158,5 | |||
| 167,3 | |||
| C2 | 74,1 | 76,4 | 2,0 |
| 77,6 | |||
| 77,5 | |||
| FLC2 | 63,1 | 61,4 | 4,3 |
| 56,6 | |||
| 64,6 |
Размер частицы FLC1 составляет приблизительно 1000% размера наночастицы, используемой в синтезе FLC1 (16 нм SiO2). Однако размер частицы FLC1 составляет приблизительно на 12% менее чем размер частицы C1. Размер частицы FLC2 составляет приблизительно 380% размера наночастицы, используемой в синтезе FLC2. Однако размер частицы FLC2 составляет приблизительно на 20% менее чем размер частицы C2.
Пример 9
Термогравиметрический анализ проводили для регулирующих потери текучей среды веществ, перечисленных в таблице 8. Чтобы получать образец для анализа, порции латексов, полученных согласно процедуре примера 1, осаждали в процессе перемешивания в по меньшей мере пятикратном избытке метанола с последующим центрифугированием в течение 15 минут. Жидкий верхний слой отбрасывали, и осадок повторно промывали метанолом и повторно центрифугировали. Указанную процедуру повторяли три раза. Затем осадок высушивали в вакуумной печи при 60°C в течение 24 часов. Термогравиметрические кривые были получены для сухих образцов в термогравиметрическом анализаторе Q500 (поставщик TA Instruments, Ньюкасл, штат Делавэр) с высокой разрешающей чувствительностью при скорости нагревания 10°C/мин от температуры лабораторного помещения до 600°C в процессе продувания азота.
Таблица 8. Полная термогравиметрическая потеря массы для указанных регулирующих потери текучей среды веществ.
| Регулирующее потери текучей среды вещество | Потеря массы (%) | ||
| 200°C | 300°C | 350°C | |
| FLC1 | -12,5 | -23 | -30 |
| FLC2 | -19 | -28 | -52 |
| C1 | -11,9 | -26 | -68 |
| C2 | -17,5 | -23 | -43 |
Пример 10
Для исследования регулирования потери текучей среды нанокомпозиционных материалов в цементе в процессе отверждения, в смеситель Waring загружали 228 г водопроводной воды и достаточное количество FLC3 или FLC5, получая содержание 1 мас.% нанокомпозиционного материала после добавления цемента. Смеситель включали и устанавливали на уровне приблизительно 4000 об/мин. Затем 600 г портландцемента класса H Joppa добавляли в смеситель в течение приблизительно 15 секунд. Перемешивание продолжали в течение приблизительно 15 секунд после того, как завершалось добавление. Затем скорость перемешивания увеличивали до 12000 об/мин, и перемешивание продолжали далее в течение приблизительно 35 секунд.
Потеря текучей среды цементной композиции, полученной таким способом, определяли, используя фильтр-пресс OFITE HPHT (поставщик OFT Testing Equipment, Inc., Хьюстон, штат Техас) и осуществляя процедуру, предусмотренную для применения производителем, при перепаде давления 1000 фунтах на квадратный дюйм (6,895 МПа), используя N2 при температуре 93°C с сеткой 325 меш (44 мкм). Потерю текучей среды сравнивали для нанокомпозиционных материалов FLC 3 и FLC 5 и контрольного материала, не содержащего регулирующей потери текучей среды добавки, через 30 минут после повышения давления. Результаты представлены в таблице 9.
Таблица 9. Потеря текучей среды свежеприготовленного цемента, содержащего и не содержащего нанокомпозиционные материалы, через 30 минут при 93°C и 1000 фунтах на квадратный дюйм (6,895 МПа).
| Нанокомпозиционный материал | Потеря текучей среды, мл |
| FLC 3 | 31 |
| FLC5 | 37 |
| Отсутствует | 148 |
Изобретение, иллюстративно описанное в настоящем документе, может быть соответствующим образом реализовано на практике при отсутствии любого элемента, который конкретно описан в настоящем документе. Кроме того, каждый и любой вариант реализации изобретения, которое описано в настоящем документе, предназначен для использования индивидуально или в комбинации с любым другим вариантом реализации, описанным в настоящем документе, включая также соответствующие модификации, эквиваленты и альтернативы. В разнообразных вариантах реализации настоящее изобретение соответствующим образом включает, состоит в основном или состоит из элементов, описанных в настоящем документе и заявленных согласно формуле изобретения. Следует понимать, что разнообразные модификации и изменения могут быть произведены без соответствия примерным вариантам реализации и приложениям, проиллюстрированным и описанным в настоящем документе, и без выхода за пределы объема формулы изобретения.
Claims (27)
1. Буровой раствор, содержащий
источник воды;
закупоривающий агент; и
нанокомпозит, содержащий структуру из ядра и оболочки, в которой ядро содержит наночастицу, имеющую средний размер частицы от примерно 5 нм до 500 нм, причем наночастица выбрана из диоксида кремния, обработанного или частично обработанного пирогенного диоксида кремния, коллоидного диоксида кремния, композиционных частиц двойного оксида кремния и алюминия, или диоксида титана, и оболочка содержит поперечно-сшитый полимер, содержащий акриламидные повторяющиеся звенья, повторяющиеся звенья акриловой кислоты или ее соли, повторяющиеся звенья 2-акрилоиламино-2-метилпропан-1-сульфоновой кислоты или ее соли, или их комбинации.
2. Буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что закупоривающий агент представляет собой карбонат кальция.
3. Буровой раствор по п. 1 или 2, отличающийся тем, что наночастица содержит диоксид кремния или диоксид титана.
4. Буровой раствор по любому из пп. 1-3, отличающийся тем, что наночастица гидрофобно модифицирована.
5. Буровой раствор по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что сшивающий агент представляет собой N,N'-метиленбисакриламид.
6. Буровой раствор по любому из пп. 1-5, отличающийся тем, что массовое отношение наночастицы к полимеру составляет от примерно 1:100 до 50:50.
7. Буровой раствор по любому из пп. 1-6, отличающийся тем, что нанокомпозит присутствует в растворе в концентрации от примерно 0,5 мас.% до 5 мас.% по массе.
8. Способ получения бурового раствора, включающий:
a. получение латекса типа «вода в масле», содержащего масло, латексное поверхностно-активное вещество, воду, мономер, сшивающий агент и наночастицы, имеющие средний размер частиц от примерно 5 нм до 500 нм;
b. обеспечение воздействия на латекс условий, в которых он полимеризуется с получением нанокомпозитного латекса;
c. необязательно высушивание нанокомпозитного латекса с получением нанокомпозита; и
d. добавление закупоривающего агента и источника воды в нанокомпозит или нанокомпозитный латекс с получением бурового раствора,
причем нанокомпозитный латекс содержит структуру из ядра и оболочки, в которой ядро содержит наночастицу, имеющую средний размер частицы от примерно 5 нм до 500 нм, причем наночастица выбрана из диоксида кремния, обработанного или частично обработанного пирогенного диоксида кремния, коллоидного диоксида кремния, композиционных частиц двойного оксида кремния и алюминия, или диоксида титана, и оболочка содержит поперечно-сшитый полимер, содержащий акриламидные повторяющиеся звенья, повторяющиеся звенья акриловой кислоты или ее соли, повторяющиеся звенья 2-акрилоиламино-2-метилпропан-1-сульфоновой кислоты или ее соли, или их комбинации.
9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что латекс не высушивают перед добавлением закупоривающего агента и источника воды.
10. Способ бурения с промывкой, включающий
подачу в ствол скважины углеводородсодержащей горной породы бурового раствора, содержащего источник воды, закупоривающий агент и нанокомпозит, содержащий структуру из ядра и оболочки, в которой ядро содержит наночастицу, имеющую средний размер частицы от примерно 10 нм до 100 нм, причем наночастица выбрана из диоксида кремния, обработанного или частично обработанного пирогенного диоксида кремния, коллоидного диоксида кремния, композиционных частиц двойного оксида кремния и алюминия, или диоксида титана, и оболочка содержит поперечно-сшитый полимер, содержащий акриламидные повторяющиеся звенья, повторяющиеся звенья акриловой кислоты или ее соли, повторяющиеся звенья 2-акрилоиламино-2-метилпропан-1-сульфоновой кислоты или ее соли, или их комбинации; и
бурение в стволе скважины.
11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что часть ствола скважины имеет температуру от примерно 80°C до 200°C, источник воды с высоким общим содержанием твердых веществ или оба варианта.
12. Цементирующая композиция, содержащая
источник воды;
цемент; и
нанокомпозит, содержащий структуру из ядра и оболочки, в которой ядро содержит наночастицу, имеющую средний размер частицы от примерно 5 до 500 нм, причем наночастица выбрана из диоксида кремния, обработанного или частично обработанного пирогенного диоксида кремния, коллоидного диоксида кремния, композиционных частиц двойного оксида кремния и алюминия, или диоксида титана, и оболочка содержит поперечно-сшитый полимер, содержащий акриламидные повторяющиеся звенья, повторяющиеся звенья акриловой кислоты или ее соли, повторяющиеся звенья 2-акрилоиламино-2-метилпропан-1-сульфоновой кислоты или ее соли, или их комбинации.
13. Применение при бурении с промывкой нанокомпозита, содержащего структуру из ядра и оболочки, в которой ядро содержит наночастицу, имеющую средний размер частицы от примерно 5 нм до 500 нм, причем наночастица выбрана из диоксида кремния, обработанного или частично обработанного пирогенного диоксида кремния, коллоидного диоксида кремния, композиционных частиц двойного оксида кремния и алюминия, или диоксида титана, и оболочка содержит поперечно-сшитый полимер, содержащий акриламидные повторяющиеся звенья, повторяющиеся звенья акриловой кислоты или ее соли, повторяющиеся звенья 2-акрилоиламино-2-метилпропан-1-сульфоновой кислоты или ее соли, или их комбинации.
14. Применение бурового раствора по любому из пп. 1-7 для бурения с промывкой.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201562174300P | 2015-06-11 | 2015-06-11 | |
| US62/174,300 | 2015-06-11 | ||
| PCT/US2016/036624 WO2016201061A1 (en) | 2015-06-11 | 2016-06-09 | Drilling fluids and methods of use |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018100267A RU2018100267A (ru) | 2019-07-11 |
| RU2018100267A3 RU2018100267A3 (ru) | 2019-12-19 |
| RU2740054C2 true RU2740054C2 (ru) | 2020-12-31 |
Family
ID=57504405
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018100267A RU2740054C2 (ru) | 2015-06-11 | 2016-06-09 | Буровые текучие среды и способы их применения |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11124686B2 (ru) |
| EP (1) | EP3307844A4 (ru) |
| AR (1) | AR104971A1 (ru) |
| AU (1) | AU2016276716B2 (ru) |
| BR (2) | BR122022015634B1 (ru) |
| CA (1) | CA2987773C (ru) |
| CO (1) | CO2017012265A2 (ru) |
| MX (1) | MX2017016022A (ru) |
| RU (1) | RU2740054C2 (ru) |
| WO (1) | WO2016201061A1 (ru) |
Families Citing this family (26)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10501385B1 (en) * | 2014-04-23 | 2019-12-10 | Saint Louis University | Nanocomposite enhanced fuel grains |
| US10766832B1 (en) * | 2014-04-23 | 2020-09-08 | Saint Louis University | Nano-enhanced explosive material |
| US10173945B1 (en) * | 2014-04-23 | 2019-01-08 | nanoMetallix LLC | Nanocomposite for combustion applications |
| US10377940B2 (en) | 2016-09-20 | 2019-08-13 | Saudi Arabian Oil Company | Cement having cross-linked polymers |
| US10619085B2 (en) | 2018-01-02 | 2020-04-14 | Saudi Arabian Oil Company | Method for controlled release and making of a cement additive in a wellbore |
| US10947438B2 (en) | 2016-09-20 | 2021-03-16 | Saudi Arabian Oil Company | Method for monitoring cement using polymer-based capsules |
| US10947437B2 (en) | 2016-09-20 | 2021-03-16 | Saudi Arabian Oil Company | Chemical composition of superabsorbent vesicles, method for mortar cement admixture, and applications of the same |
| CN110691835B (zh) | 2017-04-06 | 2022-12-09 | 日产化学美国公司 | 耐盐水性二氧化硅溶胶 |
| AU2017410799A1 (en) | 2017-04-21 | 2019-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrobically treated particulates for improved return permeability |
| CA3067368A1 (en) | 2017-06-16 | 2018-12-20 | TenEx Technologies, LLC | Compositions and methods for treating subterranean formations |
| CA3070565C (en) * | 2017-07-25 | 2022-03-15 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Cationic starch-based additives for reduction of fouling in water coolers in sagd production systems |
| JP2021006595A (ja) * | 2017-09-13 | 2021-01-21 | 日産化学株式会社 | 原油回収用薬液 |
| US10801310B2 (en) | 2017-09-26 | 2020-10-13 | Nissan Chemcial America Corporation | Using gases and hydrocarbon recovery fluids containing nanoparticles to enhance hydrocarbon recovery |
| NO347186B1 (en) * | 2017-10-02 | 2023-06-26 | Elkem Materials | Fluid loss additives for oil well cement slurries and aqueous based drilling fluids comprising microsilica and a method for the production thereof |
| EP3735452A1 (en) | 2018-01-02 | 2020-11-11 | Saudi Arabian Oil Company | Capsule design for the capture of reagents |
| JP2021508664A (ja) | 2018-01-02 | 2021-03-11 | サウジ アラビアン オイル カンパニー | 封入された化学添加剤の組成物およびその調製方法 |
| US11359130B2 (en) | 2018-04-10 | 2022-06-14 | Baker Hughes Holdings Llc | Methods of altering the wettability of surfaces to enhance hydrocarbon production |
| CN108825188B (zh) * | 2018-06-13 | 2019-07-05 | 北京盘开精化科技有限公司 | 一种提高原油产量和采收率的方法 |
| CN112714755B (zh) * | 2018-09-18 | 2023-02-17 | 日产化学株式会社 | 固井组合物用二氧化硅系添加剂、固井组合物及固井方法 |
| MX2021005001A (es) | 2018-11-02 | 2021-06-15 | Nissan Chemical America Corp | Recuperacion de petroleo mejorada utilizando liquidos de tratamiento que comprenden silice coloidal con un apuntalante. |
| CN111087984B (zh) * | 2019-12-03 | 2022-05-06 | 西南石油大学 | 纳米封堵水基钻井液及其制备方法和应用 |
| CA3164626A1 (en) | 2019-12-16 | 2021-06-24 | Championx Usa Inc. | Surface-modified nanoparticle compositions and related applications in subterranean hydrocarbon recovery |
| US20220242786A1 (en) * | 2021-02-04 | 2022-08-04 | Saudi Arabian Oil Company | Cement slurries, cured cement and methods of making and use thereof |
| US20230203361A1 (en) * | 2021-12-21 | 2023-06-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore stability compositions comprising nanoparticles |
| CN114381244B (zh) * | 2022-01-24 | 2023-03-14 | 西南石油大学 | 一种二氧化锆接枝金刚烷纳米封堵剂及油基钻井液 |
| US12043788B2 (en) | 2022-07-11 | 2024-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Environmentally acceptable wellbore stability additive |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2006072069A2 (en) * | 2004-12-30 | 2006-07-06 | Sun Drilling Products Corporation | Thermoset nanocomposite particles, processing for their production, and their use in oil and natural gas drilling applications |
| WO2010011222A1 (en) * | 2008-07-24 | 2010-01-28 | Sun Drilling Products Corporation | Drilling fluid, drill-in fluid, completion fluid, and workover fluid additive compositions containing thermoset nanocomposite particles |
| RU2470041C2 (ru) * | 2008-05-21 | 2012-12-20 | Басф Се | Привитой сополимер, способ его получения и его применение |
| RU2520233C2 (ru) * | 2010-09-28 | 2014-06-20 | КЛИАРВОТЕР ИНТЕРНЭШНЛ, ЭлЭлСи | Новые утяжелители для использования в цементных, буферных и буровых текучих средах |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4172066A (en) | 1974-06-21 | 1979-10-23 | The Dow Chemical Company | Cross-linked, water-swellable polymer microgels |
| WO2000027944A1 (en) * | 1998-11-06 | 2000-05-18 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluid systems with improved fluid loss properties |
| US7993749B2 (en) | 2005-12-16 | 2011-08-09 | University Of Kansas | Nanoparticles comprising a nanoparticle template and a polymer shell having an amide side chain, and method of making thereof |
| US9512351B2 (en) * | 2007-05-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles |
| US7806183B2 (en) * | 2007-05-10 | 2010-10-05 | Halliburton Energy Services Inc. | Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles |
| US7784542B2 (en) | 2007-05-10 | 2010-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising latex and a nano-particle and associated methods |
| US8822386B2 (en) * | 2010-06-28 | 2014-09-02 | Baker Hughes Incorporated | Nanofluids and methods of use for drilling and completion fluids |
| CN102030873B (zh) * | 2010-10-27 | 2012-09-05 | 华南理工大学 | 一种纳米二氧化硅/聚丙烯酸酯复合乳液的制备方法 |
| US20120190593A1 (en) | 2011-01-26 | 2012-07-26 | Soane Energy, Llc | Permeability blocking with stimuli-responsive microcomposites |
| US8664168B2 (en) * | 2011-03-30 | 2014-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Method of using composites in the treatment of wells |
| US20140014348A1 (en) * | 2011-08-31 | 2014-01-16 | Self-Suspending Proppant Llc | Self-suspending proppants for hydraulic fracturing |
| US9006151B2 (en) * | 2011-09-12 | 2015-04-14 | Saudi Arabian Oil Company | Water-based drilling fluid composition having a multifunctional mud additive for reducing fluid loss during drilling |
| US20140374095A1 (en) * | 2013-06-21 | 2014-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | Nanoparticle slurries and methods |
| US10414970B2 (en) * | 2013-09-23 | 2019-09-17 | Yousef Tamsilian | Smart polymer flooding process |
| CN103725272B (zh) * | 2014-01-16 | 2015-03-04 | 中国地质大学（武汉） | 一种稳定页岩的水基钻井液 |
-
2016
- 2016-06-09 BR BR122022015634-7A patent/BR122022015634B1/pt active IP Right Grant
- 2016-06-09 MX MX2017016022A patent/MX2017016022A/es unknown
- 2016-06-09 AU AU2016276716A patent/AU2016276716B2/en active Active
- 2016-06-09 EP EP16808261.8A patent/EP3307844A4/en active Pending
- 2016-06-09 BR BR112017026369-6A patent/BR112017026369B1/pt active IP Right Grant
- 2016-06-09 CA CA2987773A patent/CA2987773C/en active Active
- 2016-06-09 RU RU2018100267A patent/RU2740054C2/ru active
- 2016-06-09 WO PCT/US2016/036624 patent/WO2016201061A1/en active Application Filing
- 2016-06-09 US US15/177,808 patent/US11124686B2/en active Active
- 2016-06-10 AR ARP160101741A patent/AR104971A1/es active IP Right Grant
-
2017
- 2017-11-29 CO CONC2017/0012265A patent/CO2017012265A2/es unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2006072069A2 (en) * | 2004-12-30 | 2006-07-06 | Sun Drilling Products Corporation | Thermoset nanocomposite particles, processing for their production, and their use in oil and natural gas drilling applications |
| RU2470041C2 (ru) * | 2008-05-21 | 2012-12-20 | Басф Се | Привитой сополимер, способ его получения и его применение |
| WO2010011222A1 (en) * | 2008-07-24 | 2010-01-28 | Sun Drilling Products Corporation | Drilling fluid, drill-in fluid, completion fluid, and workover fluid additive compositions containing thermoset nanocomposite particles |
| RU2520233C2 (ru) * | 2010-09-28 | 2014-06-20 | КЛИАРВОТЕР ИНТЕРНЭШНЛ, ЭлЭлСи | Новые утяжелители для использования в цементных, буферных и буровых текучих средах |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AR104971A1 (es) | 2017-08-30 |
| WO2016201061A1 (en) | 2016-12-15 |
| EP3307844A1 (en) | 2018-04-18 |
| BR112017026369A2 (ru) | 2018-08-21 |
| CA2987773C (en) | 2024-05-14 |
| CA2987773A1 (en) | 2016-12-15 |
| CO2017012265A2 (es) | 2018-02-20 |
| AU2016276716A1 (en) | 2017-12-07 |
| RU2018100267A (ru) | 2019-07-11 |
| EP3307844A4 (en) | 2019-03-13 |
| US20160362594A1 (en) | 2016-12-15 |
| BR112017026369B1 (pt) | 2022-11-08 |
| BR122022015634B1 (pt) | 2022-11-29 |
| RU2018100267A3 (ru) | 2019-12-19 |
| US11124686B2 (en) | 2021-09-21 |
| AU2016276716B2 (en) | 2020-04-30 |
| MX2017016022A (es) | 2018-04-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2740054C2 (ru) | Буровые текучие среды и способы их применения | |
| US7956012B2 (en) | Oil field treatment fluids with viscosified brines | |
| US9518210B2 (en) | Compositions and systems for combatting lost circulation and methods | |
| US8132623B2 (en) | Methods of using lost circulation compositions | |
| US7776797B2 (en) | Lost circulation compositions | |
| Simjou et al. | Polyacrylamide gel polymer as water shut-off system: preparation and investigation of physical and chemical properties in one of the Iranian oil reservoirs conditions | |
| WO2014102386A1 (en) | Set on demand cement compositions for curing fluid loss | |
| CA2639917C (en) | Lost circulation compositions and methods of using them | |
| AU2013318398B2 (en) | Thermally-activated, high temperature particulate suspending agents and methods relating thereto | |
| US20220340803A1 (en) | Crosslinked synthetic polymer-based reservoir drilling fluid | |
| CA2458493C (en) | Sealing composition | |
| US11814584B2 (en) | Branched block copolymer for enhanced oil recovery in carbonate formations | |
| AU2017405325B2 (en) | Viscosity modifiers and methods of use thereof | |
| CN117412999A (zh) | 水溶性缔合两性聚合物作为地下处理的流变改性剂 |