Контроль эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора при глубоководном бурении

Авторы патента:


Контроль эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора при глубоководном бурении
Контроль эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора при глубоководном бурении
Контроль эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора при глубоководном бурении

 


Владельцы патента RU 2514866:

ЭЛЕМЕНТИЗ СПЕШИЭЛТИЗ, ИНК. (US)

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

 

Предпосылки создания изобретения

Буровые растворы применяли с самого начала работ по бурению скважин в Соединенных Штатах, и буровые растворы и их химия представляют собой важную область научных и химических исследований. Обзорные материалы по некоторым областям применения и требуемым свойствам буровых растворов имеются в Заявке на патент США 2004/0110642 и в патентах США № 6339048 и 6462096, выданных авторам настоящей заявки, которые полностью включены в настоящий документ в качестве ссылки.

Тем не менее, потребности отрасли, специализирующейся на бурении нефтяных скважин, требуют повышенного совершенствования регулирования реологии в широких температурных диапазонах. Это становится особенно справедливым, например, в тех случаях, когда поиски новых источников нефти связаны с исследованием глубоководных участков и применением техники горизонтального бурения.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) включает в себя введение специальных добавок в буровой раствор, причем добавка к буровому раствору состоит по существу из продукта реакции между карбоновой кислотой, обладающей по меньшей мере двумя карбоксильными фрагментами, и полиамином, имеющим не менее двух функциональных аминогрупп.

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения карбоновая кислота представляет собой димерную жирную кислоту, такую как насыщенные, частично насыщенные или ненасыщенные димерные кислоты, имеющие от примерно 20 до примерно 48 атомов углерода. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения карбоновая кислота представляет собой тримерную жирную кислоту.

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения полиамин представляет собой полиэтиленовый полиамин. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения полиамин включает в себя этилендиамин, диэтилентриамин, триэтилентриамин или тетраэтиленпентамин.

В конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения в буровой раствор добавляют один или более эмульгаторов. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения к буровому раствору может быть добавлена органоглина. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения к буровому раствору может быть добавлена реологическая добавка, отличная от органоглины. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения к буровому раствору может быть добавлена добавка, уменьшающая его фильтрацию. В конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения к буровому раствору может быть добавлен растворитель.

В конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения, когда буровой раствор охлаждают от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С), увеличение вязкости бурового раствора при высоких скоростях сдвига составляет не более чем примерно 75%. В конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения, когда буровой раствор охлаждают от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С), увеличение вязкости бурового раствора при высоких скоростях сдвига составляет не более чем примерно 60%.

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения в буровой раствор добавляют менее чем примерно 2 ppb - фунтов на баррель (5,7 кг/м3) добавки к буровому раствору. В конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения в буровой раствор добавляют менее чем примерно 1,5 ppb (4,275 кг/м3) добавки к буровому раствору. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения в буровой раствор добавляют менее чем примерно 1,0 ppb (2,85 кг/м3) добавки к буровому раствору.

Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу, равную примерно 2000-2030. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу, равную примерно 2010-2020.

Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора на нефтяной основе в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) включает в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, где добавка к буровому раствору содержит продукт реакции карбоновой кислоты, обладающей по меньшей мере двумя карбоксильными фрагментами, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, и где добавка к буровому раствору имеет значение ЕС50 (72 ч), большее, чем примерно 400 мг/л, как определено по протоколу OECD 201 с использованием Skeletonema costatum, и значение LC50 (96 ч), большее, чем примерно 400 мг/кг, как определено по протоколу Parcom 1995 с использованием Scophthalmus maximus.

Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора на нефтяной основе в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) включает в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, где добавка к буровому раствору содержит продукт реакции карбоновой кислоты, обладающей по меньшей мере двумя карбоксильными фрагментами, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, и где добавка к буровому раствору имеет значение LC50 (48 ч), большее, чем примерно 1000 мг/л, как определено по протоколу ISO 14669 для Acartia tonsa, и значение LC50 (96 ч), большее, чем примерно 5000 мг/кг, как определено по протоколу Parcom 1995 с использованием Corophium volutator.

Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора на нефтяной основе в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) включает в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, где добавка к буровому раствору содержит продукт реакции карбоновой кислоты, обладающей по меньшей мере двумя карбоксильными фрагментами, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, и где добавка к буровому раствору имеет экологический рейтинг (Offshore Chemical Notification Scheme, «OCNS», Group) класса C, класса D или класса E, как определено организацией «Centre for Environment, Fisheries and Aquaculture Science» («CEFAS»).

Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения композиция включает в себя продукт реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп.

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения буровой раствор на нефтяной основе включает в себя продукт реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ НАСТОЯЩЕГО ИЗОБРЕТЕНИЯ

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавка к буровому раствору включает продукт реакции (i) карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и (ii) полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения введение в буровой раствор добавки к буровому раствору согласно настоящему изобретению обеспечивает по существу постоянный реологический профиль бурового раствора в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С).

Добавка к буровому раствору

Карбоновые кислоты

Для производства продукта реакции, представляющего собой компонент добавки к буровому раствору, можно применять любую карбоновую кислоту, содержащую не менее двух карбоксильных фрагментов. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения карбоновая кислота представляет собой димерную кислоту. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения карбоновая кислота включает в себя димерные кислоты из C16- и/или C18-жирных кислот. В конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения такие димерные кислоты являются полностью насыщенными, частично насыщенными или совсем ненасыщенными. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения димерные кислоты включают в себя продукты, образующиеся в результате димеризации ненасыщенных C16-C18-жирных кислот.

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения димерные кислоты имеют в среднем от примерно 18 до примерно 48 атомов углерода. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения димерные кислоты имеют в среднем от примерно 20 до примерно 40 атомов углерода. В одном варианте осуществления настоящего изобретения димерные кислоты имеют в среднем примерно 36 атомов углерода.

Подходящие димерные кислоты могут быть получены из C18-жирных кислот, таких как олеиновые кислоты. Примеры подходящих димерных кислот описаны в патентах США № 2482760, 2482761, 2731481, 2793219, 2964545, 2978468, 3157681 и 3256304, которые полностью включены в настоящий документ в качестве ссылки.

Примеры подходящих димерных кислот включают в себя серию продуктов Empol, доступную у Cognis Inc. (например, Empol® 1061), и димерные кислоты Pripol®, доступные у Uniqema (например, Pripol® 1013).

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения карбоновая кислота включает в себя тримерную кислоту. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения тримерные кислоты включают в добавку к буровому раствору посредством добавления коммерческих димерно-кислотных продуктов, таких как Empol® 1061 или Pripol® 1013. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения карбоновая кислота не включает в себя тримерную кислоту.

Многие коммерчески доступные димерные жирные кислоты содержат смесь мономерных, димерных и тримерных кислот. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения димерная жирная кислота имеет некоторое конкретное содержание димера, и повышенная концентрация мономера и тримера может ухудшать эффективность добавки. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения коммерческие продуты перегоняют или перерабатывают иначе для обеспечения определенного подходящего содержания димера. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения подходящая димерная кислота имеет содержание димера, составляющее не менее чем примерно 80%. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения подходящая димерная кислота имеет содержание димера, составляющее не менее чем примерно 90%. Пример подходящей димерной кислоты включает в себя Empol® 1061, который имеет содержание димерной кислоты, равное 92,5-95,5%, содержание тримерной кислоты, равное 1,5-3,5%, и содержание мономерной кислоты, равное 2,5-5,0%.

Полиамины

Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения, для получения продукта реакции, который может быть включен в состав добавки к буровому раствору, можно применять полиамины, имеющие не менее двух функциональных аминогрупп. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения применяют полиамины из семейства полиэтиленовых полиаминов, имеющие не менее двух функциональных аминогрупп.

Подходящими для применения в добавке к буровому раствору могут быть ди-, три- и полиамины и их комбинации. Примеры таких аминов могут включать в себя этилендиамин, диэтилентриамин, триэтилентетрамин, тетраэтиленпентамин и другие члены этого ряда. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения применяют разветвленные полиамины и полиамины, изготовленные с разными алкильными группами.

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения подходящий триамин представляет собой диэтилентриамин (DETA). Соединению DETA был присвоен CAS № 111-40-0, оно коммерчески доступно у Huntsman International.

Получение продукта реакции

Специфические особенности переработки полиаминов и карбоновых кислот хорошо известны и могут быть использованы при получении продукта реакции, включаемого в добавку к буровому раствору. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения молярное отношение функциональной аминогруппы и карбоксильной функциональной группы составляет от примерно 4:1 до примерно 1:1. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения молярное отношение функциональной аминогруппы и карбоксильной функциональной группы составляет от примерно 1,5:1 до примерно 3:1. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения молярное отношение функциональной аминогруппы и карбоксильной функциональной группы составляет примерно 2:1. Например, можно применять смеси более одной димерной кислоты и/или более одного полиамина. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения эти реакции могут образовывать имидазолины и другие побочные продукты.

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу, равную от примерно 1990 до примерно 2040. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу, равную от примерно 2000 до примерно 2030. В других вариантах осуществления настоящего изобретения продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу, равную от примерно 2010 до примерно 2020. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу, равную примерно 2014.

Дополнительные компоненты

Необязательно, в добавку к буровому раствору или прямо в самый буровой раствор могут быть введены дополнительные ингредиенты.

Получение буровых растворов

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения композиции согласно настоящему изобретению можно применять в качестве добавки к буровым растворам на нефтяной или синтетической основе. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения композиции согласно настоящему изобретению можно применять в качестве добавки буровых растворов в виде обратной эмульсии на нефтяной или синтетической основе, применяемых в разнообразных способах бурения.

Термин «буровой раствор на нефтяной или синтетической основе» определен как буровой раствор, в котором непрерывная фаза имеет углеводородную основу. Буровые растворы на нефтяной или синтетической основе, приготовленные с добавлением более 5% воды или солевого раствора, можно классифицировать как буровые растворы в виде обратной эмульсии на нефтяной или синтетической основе. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения буровые растворы в виде обратной эмульсии на нефтяной или синтетической основе могут содержать воду или солевой раствор в качестве дисперсной фазы в любом количестве до примерно 50%. Буровые растворы на нефтяной основе могут включать в себя буровые растворы в виде обратной эмульсии, а также все буровые растворы на нефтяной основе, в которых в качестве внешней фазы применяют синтетическую, очищенную или природную углеводородную основу.

Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения способ получения буровых растворов в виде обратной эмульсии (промывочных жидкостей) включает в себя применение смесителя для введения индивидуальных компонентов в состав этой жидкости. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения к нефтяной основе (непрерывной фазе) при умеренном перемешивании добавляют первичные и вторичные эмульгаторы и/или смачивающие средства (смесь поверхностно-активных веществ). Водная фаза, обычно солевой раствор, может быть добавлена к смеси основы с поверхностно-активными веществами наряду со средствами регулирования щелочности и поглотителями кислотных газов. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения могут быть включены реологические добавки, а также материалы, регулирующие фильтрацию бурового раствора, утяжелители и химикаты, ингибирующие коррозию. Перемешивание можно затем продолжать до обеспечения диспергирования каждого ингредиента и гомогенизации флюидизированной смеси, получаемой в результате.

Нефтяная основа/непрерывная фаза

Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения дизельное топливо, минеральное масло, синтетическое масло, растительное масло, рыбий жир, парафиновые масла и/или масла на сложноэфирной основе можно применять в виде отдельных компонентов или в виде смесей.

Содержание солевого раствора

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения воду часто применяют в форме солевого раствора при образовании внутренней фазы буровых растворов. Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения воду можно определить как водный раствор, который может содержать от примерно 10 до 350000 частей на миллион солей металлов, таких как соли лития, натрия, калия, магния, цезия или кальция. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения солевые растворы, применяемые для образования внутренней фазы бурового раствора согласно настоящему изобретению, могут также содержать от примерно 5% до примерно 35% по массе хлорида кальция и могут содержать различные количества других растворенных солей, таких как бикарбонат натрия, сульфат натрия, ацетат натрия, борат натрия, хлорид калия, хлорид натрия или формиаты (такие, как формиаты натрия, кальция или цезия). В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения вместо солевых растворов или в добавление к ним можно применять гликоли или глицерин.

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения отношение воды (солевого раствора) к маслу в эмульсиях согласно настоящему изобретению может предоставлять такое высокое содержание солевого раствора, какое еще возможно при сохранении стабильной эмульсии. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения подходящие отношения масло/солевой раствор могут быть в диапазоне от примерно 97:3 до примерно 50:50. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения подходящие отношения масло/солевой раствор могут быть в диапазоне от примерно 90:10 до примерно 60:40 или от примерно 80:20 до примерно 70:30. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения предпочтительное отношение масло/солевой раствор может зависеть от конкретной массы масла и бурового раствора. Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения содержание воды в буровом растворе, полученном согласно указаниям настоящего изобретения, может составлять примерно от 0 до 50 объемных процентов.

Органоглины/реологические добавки, отличные от органоглин

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавка к буровому раствору включает в себя органоглину. Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения в добавку к буровому раствору добавляют глину, произведенную по меньшей мере из одного из членов группы, состоящей из бентонитовых, гекторитовых и аттапульгитовых глин. Имеется большое количество поставщиков таких глин в дополнение к серии продуктов BENTONE® от Elementis Specialties, включая Rockwood Specialties, Inc., Sud Chemie GmbH. В дополнение к органоглинам или вместо них в буровой раствор можно добавлять полимерные реологические добавки, такие как THIXATROL® DW. Примеры подходящих полимерных реологических добавок описаны в заявке на патент США № 2004-0110642, которая полностью включена в настоящий документ в качестве ссылки.

Эмульгаторы

Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения для образования более стабильной эмульсии в буровой раствор можно также добавлять эмульгатор. Эмульгатор может включать в себя органические кислоты, включая, но не ограничиваясь ими, монокарбоновые алкановые, алкеновые или алкиновые жирные кислоты, содержащие от 3 до 20 атомов углерода, и их смеси. Примеры этой группы кислот включают в себя стеариновую, олеиновую, капроновую, каприновую и масляную кислоты. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения также можно применять адипиновую кислоту, члена группы алифатических дикарбоновых кислот. Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения подходящие поверхностно-активные вещества или эмульгаторы включают в себя кальциевые соли жирных кислот и лецитин. В других вариантах осуществления настоящего изобретения подходящие поверхностно-активные вещества или эмульгаторы включают в себя окисленное талловое масло, полиаминированные жирные кислоты и частичные амиды жирных кислот.

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения в качестве эмульгаторов и/или смачивающих средств в буровых растворах можно применять гетероциклические добавки, такие как соединения имидазолина. В других вариантах осуществления настоящего изобретения в качестве эмульгаторов и/или смачивающих средств в буровых растворах можно применять алкилпиридины.

Соединения аминов, получаемые промышленно для применения в качестве эмульгаторов, могут быть произведены эпоксидированием углеводородных соединений, ненасыщенных подобно олефинам, с последующим введением азотной функциональной группы посредством присоединения к эпоксидной группе. В этом отношении может иметь значение реакция эпоксидированных промежуточных компонентов с первичными или вторичными аминами с образованием соответствующих алканоламинов. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения для раскрытия эпоксидного кольца также подходят полиамины, особенно низшие полиамины соответствующего алкилендиаминового типа.

Другим классом олеофильных соединений аминов, которые могут подходить в качестве эмульгаторов, являются аминоамиды, производимые из преимущественно длинноцепочечных карбоновых кислот и полифункциональных, особенно низших, аминов вышеуказанного типа. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения по меньшей мере одна функциональная группа амина не является связанной в амидной форме, но остается интактной в виде потенциально солеобразующей основной аминогруппы. Основные аминогруппы, там где они образованы в виде вторичных или третичных аминогрупп, могут содержать гидроксиалкильные заместители и, в частности, низшие гидроксиалкильные заместители, содержащие до 5 и в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения до 3 атомов С в дополнение к олеофильной части молекулы.

Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения подходящие N-основные исходные компоненты для получения таких аддуктов, содержащие длинноцепочечные олеофильные молекулярные составные части, могут включать в себя моноэтаноламин или диэтаноламин, но не ограничиваются ими.

Утяжелители

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения для утяжеления добавки к буровому раствору до желаемой плотности также применяют утяжеляющие материалы. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения буровой раствор утяжеляют до плотности, равной от примерно 8 до примерно 18 фунтов на галлон (960-2160 кг/м3) и более. Подходящие утяжеляющие материалы могут включать в себя барит, ильменит, карбонат кальция, оксид железа и сульфид свинца. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения в качестве утяжеляющего материала применяют коммерчески доступный барит.

Добавки, уменьшающие фильтрацию бурового раствора

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения в буровой раствор добавляют материалы, уменьшающие его фильтрацию, чтобы контролировать утечку бурового раствора в пласт. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения материалами, регулирующими фильтрацию бурового раствора, являются материалы на основе лигнита или асфальта. Подходящие добавки, уменьшающие фильтрацию, могут включать в себя обработанный аминами лигнит, гильсонит и/или эластомеры, такие как бутадиенстирол.

Процесс смешивания

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения буровые растворы могут содержать от примерно 0,1 фунта до примерно 15 фунтов добавки к буровому раствору на баррель раствора (примерно 0,3-45 кг/м3). В других вариантах осуществления настоящего изобретения буровые растворы могут содержать от примерно 0,1 фунта до примерно 10 фунтов добавки к буровому раствору на баррель раствора (примерно 0,3-30 кг/м3), и в еще одной группе вариантов осуществления настоящего изобретения буровые растворы могут содержать от примерно 0,1 фунта до примерно 5 фунтов добавки к буровому раствору на баррель раствора (примерно 0,3-15 кг/м3).

Как показано выше, квалифицированный специалист может легко признать, что дополнительные добавки, такие как средства утяжеления, эмульгаторы, смачивающие средства, загустители, средства уменьшения фильтрации и другие вещества, можно применять с композицией согласно настоящему изобретению. Помимо реологических добавок для получения желаемых прикладных свойств в буровом растворе можно также применять ряд других добавок, регулирующих вязкость и стабилизирующих суспензию, таких как, например, вещества, предохраняющие от осаждения, и добавки, предупреждающие фильтрацию.

Для изменения температуры застывания или вязкости продукта в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения буровой раствор можно разжижать или разбавлять растворителем. Можно применять любой подходящий растворитель или комбинацию растворителей. Подходящие растворители могут включать в себя дизельное топливо, минеральные или синтетические масла, блок-сополимеры ЕО/РО или стирола с изопреном, гликоли, включая полиалкиленовые гликоли, спирты, включая полиэтоксилированные спирты, полиэтоксилированные алкилфенолы или полиэтоксилированные жирные кислоты, различные простые эфиры, кетоны, амины, амиды и сложные эфиры, но не ограничиваются ими.

Способ применения

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавка к буровому раствору может быть добавлена в буровой раствор. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавка к буровому раствору может быть добавлена в буровой раствор в комбинации с другими добавками, такими как Thixatrol® DW и Bentone® 155, оба от Elementis Specialties.

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавку к буровому раствору добавляют в буровой раствор в количестве от примерно 0,1 ppb (0,285 кг/м3) до примерно 30 ppb (85,5 кг/м3). В других вариантах осуществления настоящего изобретения добавку к буровому раствору добавляют в буровой раствор в количестве от примерно 0,25 ppb (0,7125 кг/м3) до примерно 15,0 ppb (42,75 кг/м3). В других вариантах осуществления настоящего изобретения добавку к буровому раствору добавляют в буровой раствор в количестве от примерно 0,25 ppb (0,7125 кг/м3) до примерно 5 ppb (14,25 кг/м3). В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавку к буровому раствору добавляют в буровой раствор в количестве, равном примерно 0,5 ppb (1,425 кг/м3). В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавку к буровому раствору добавляют в буровой раствор в количестве, равном примерно 0,75 ppb (2,1375 кг/м3). В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавку к буровому раствору добавляют в буровой раствор в количестве, равном примерно 1,0 ppb (2,85 кг/м3). В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавку к буровому раствору добавляют в буровой раствор в количестве, равном примерно 1,5 ppb (4,275 кг/м3). В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавку к буровому раствору добавляют в буровой раствор в количестве, равном примерно 2,0 ppb (5,7 кг/м3). В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения для достижения реологической стабильности, сравнимой с известной добавкой к буровому раствору, требуется меньшее количество добавки к буровому раствору согласно настоящему изобретению.

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения результатом введения в буровой раствор добавки к буровому раствору является по существу постоянный реологический профиль во всем температурном диапазоне. По существу постоянный реологический профиль бурового раствора можно определять по изменению вязкости бурового раствора при понижении температуры бурового раствора от температуры забоя скважины, обычно наблюдаемой при глубоководном бурении, до температур, обычно наблюдаемых в стояке при глубоководном бурении. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения реологический профиль бурового раствора измеряют в единицах увеличения высокоскоростной (600 об/мин) вязкости бурового раствора, измеренной на вискозиметре Fann 35A, когда буровой раствор охлаждают от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С). В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения по существу постоянный реологический профиль достигается тогда, когда в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) изменение вязкости бурового раствора, измеряемой при высокой скорости сдвига, не превышает примерно 90%. В других вариантах осуществления настоящего изобретения по существу постоянный реологический профиль достигается тогда, когда в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) изменение вязкости бурового раствора, измеряемой при высокой скорости сдвига, не превышает примерно 85%. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения по существу постоянный реологический профиль достигается тогда, когда в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) изменение вязкости бурового раствора, измеряемой при высокой скорости сдвига, не превышает примерно 80%. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения по существу постоянный реологический профиль достигается тогда, когда в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) изменение вязкости бурового раствора, измеряемой при высокой скорости сдвига, не превышает примерно 75%. В других вариантах осуществления настоящего изобретения по существу постоянный реологический профиль достигается тогда, когда в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) изменение вязкости бурового раствора, измеряемой при высокой скорости сдвига, не превышает примерно 70%. В других вариантах осуществления настоящего изобретения по существу постоянный реологический профиль достигается тогда, когда в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) изменение вязкости бурового раствора, измеряемой при высокой скорости сдвига, не превышает примерно 65%. В других вариантах осуществления настоящего изобретения по существу постоянный реологический профиль достигается тогда, когда в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) изменение вязкости бурового раствора, измеряемой при высокой скорости сдвига, не превышает примерно 60%. В других вариантах осуществления настоящего изобретения по существу постоянный реологический профиль достигается тогда, когда в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) изменение вязкости бурового раствора, измеряемой при высокой скорости сдвига, не превышает примерно 55%. В других вариантах осуществления настоящего изобретения по существу постоянный реологический профиль достигается тогда, когда в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) изменение вязкости бурового раствора, измеряемой при высокой скорости сдвига, не превышает примерно 50%. Вязкость бурового раствора может быть измерена согласно процедурам API RP 13B.

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения буровой раствор согласно настоящему изобретению может иметь меньшую вязкость при 40°F (4°С), чем традиционные буровые растворы, полученные с органоглиной, применяемой в количестве, достаточном для предоставления суспензии, устойчивой при температурах забоя скважины. Буровые растворы согласно настоящему изобретению, когда их применяют при операциях бурения, могут давать возможность применять насосы меньшей мощности для прокачивания буровых растворов на большие расстояния, тем самым снижая давление в нисходящей скважине. Следовательно, в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения минимизируются общая фильтрация бурового раствора, разрыв и повреждение пласта. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения буровые растворы согласно настоящему изобретению могут поддерживать суспензионные характеристики, типичные для высоких уровней органоглин при повышенных температурах. Такие суспензионные характеристики могут ослабить тенденцию к оседанию бурового раствора. Оседание может включать в себя перемещение утяжеляющего материала, результатом чего является большая плотность бурового раствора в его нижележащей части и меньшая плотность бурового раствора в вышележащей части. Уменьшение оседания может быть полезным как при глубоководном бурении, так и при традиционном (неглубоководном) бурении. Настоящее изобретение может быть особенно полезным при глубоководном бурении, когда буровой раствор охлаждается в стояке. Буровой раствор, в котором применяют добавку к буровому раствору согласно настоящему изобретению, будет сохранять пониженную степень увеличения вязкости в стояке по сравнению с буровыми растворами, содержащими традиционные реологические добавки.

Экологические эффекты

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавка к буровому раствору согласно настоящему изобретению является экологически приемлемой. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения добавка к буровому раствору согласно настоящему изобретению является экологически приемлемой в отношении по меньшей мере одного из таких факторов, как аэробная биодеградация в морской воде, токсичность для морских беспозвоночных, ингибирование морских водорослей, токсичность для организмов, перерабатывающих морские донные отложения, и/или токсичность для мальков рыбы тюрбо.

Результатом испытаний добавки к буровому раствору некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения по протоколу ISO 14669 с использованием Acartia tonsa было значение LC50 (48 ч), большее, чем примерно 1000 мг/л; в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения результатом испытания добавки к буровому раствору согласно настоящему изобретению было значение LC50 (48 ч), большее, чем примерно 1500 мг/л; в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения результатом испытания добавки к буровому раствору согласно настоящему изобретению было значение LC50 (48 ч), большее, чем примерно 1750 мг/л; и в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения результатом испытания добавки к буровому раствору согласно настоящему изобретению было значение LC50 (48 ч), большее, чем примерно 2000 мг/л. Согласно протоколу ISO 14669 значение LC50 (48 ч) некоторого вещества представляет собой самую низкую концентрацию этого вещества, способную убивать 50% особей выбранных морских беспозвоночных в течение 48-часового испытания.

Результатом испытаний добавки к буровому раствору некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения в отношении ингибирования морских водорослей по протоколу OECD 201 с использованием Skeletonema costatum было значение EC50 (72 ч), большее, чем примерно 400 мг/л; в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения значение ЕС50 (72 ч) было большим, чем примерно 600 мг/л; в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения значение ЕС50 (72 ч) было большим, чем примерно 700 мг/л; и в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения значение ЕС50 (72 ч) было большим, чем примерно 730 мг/л. Протокол OECD 201 определяет EC50 как концентрацию испытуемого вещества, результатом действия которой является 50%-ное уменьшение роста или скорости роста относительно контроля.

Результатом испытаний добавки к буровому раствору некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения по протоколу PARCOM (Парижской комиссии) 1995 с использованием Corophium volutator было значение LC50 (10 дней), большее, чем примерно 5000 мг/кг; в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения результатом испытания добавки к буровому раствору по настоящему изобретению было значение LC50 (10 дней), большее, чем примерно 7500 мг/кг; в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения результатом испытания добавки к буровому раствору по настоящему изобретению было значение LC50 (10 дней), большее, чем примерно 9000 мг/кг; и в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения результатом испытания добавки к буровому раствору по настоящему изобретению было значение LC50 (10 дней), большее, чем примерно 10000 мг/кг. Согласно протоколу PARCOM 1995 LC50 (10 дней) некоторого вещества представляет собой самую низкую концентрацию этого вещества, способную убивать 50% организмов выбранного вида в течение 10-дневного испытания.

Результатом испытаний добавки к буровому раствору некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения по протоколу PARCOM (Парижской комиссии) 1995 с использованием Scophthalmus maximus было значение LC50 (96 ч), большее, чем примерно 400 мг/кг; в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения результатом испытания добавки к буровому раствору по настоящему изобретению было значение LC50 (96 ч), большее, чем примерно 600 мг/кг; в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения результатом испытания добавки к буровому раствору по настоящему изобретению было значение LC50 (96 ч), большее, чем примерно 700 мг/кг; и в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения результатом испытания добавки к буровому раствору по настоящему изобретению было значение LC50 (96 ч), большее, чем примерно 730 мг/кг. Согласно протоколу PARCOM 1995 LC50 (96 ч) некоторого вещества представляет собой самую низкую концентрацию этого вещества, способную убивать 50% организмов выбранного вида в течение 95-часового испытания.

Таблица 1
Рецептура бурового раствора
Рецептура бурового раствора Фунты на баррель (кг/м 3 )
Масло на синтетической основе 186 (530,1)
Первичный эмульгатор 4 (11,4)
Вторичный эмульгатор 2 (5,7)
30%-ный раствор хлорида кальция 75 (231,75)
Глина 4 (11,4)
Реологическая добавка Концентрации см. в таблицах
Барит 215 (612,75)

Все буровые растворы получали и испытывали согласно указаниям стандарта API RP 13B для приготовления буровых растворов, применяя стандартные смесительные стаканы типа «malt cup» и 5-шпиндельный мультимиксер Hamilton Beach.

Пример 1 - Прототип

Органоглину BENTONE 155® добавляли в буровой раствор в количествах 2,5 ppb (7,125 кг/м3) и 5,0 ppb (14,25 кг/м3). Измерения вязкости бурового раствора с органоглиной, проведенные при разных скоростях сдвига и температурах, включены в Таблицу 2. Таблица 2 показывает, что буровой раствор на нефтяной основе, включающий в себя одну органоглину (BENTONE 155®; 2,5 ppb (7,125 кг/м3)) в качестве реологического модификатора демонстрировал большое (113,0%-ное) увеличение вязкости (от 54 до 115) при высокой скорости сдвига (600 об/мин), когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С), и 350,0%-ное увеличение вязкости (от 4 до 18) при низкой скорости сдвига (6 об/мин), когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С).

Буровой раствор на нефтяной основе, включающий в себя 5,0 ppb (14,25 кг/м3) органоглины демонстрировал 112,8%-ное увеличение вязкости (от 78 до 166) при высокой скорости сдвига, когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С), и 240,0%-ное увеличение вязкости (от 10 до 34) при низкой скорости сдвига, когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С).

Пример 2 - Сравнительный

В буровом растворе Таблицы 1 соединяли 2,5 ppb (7,125 кг/м3) BENTONE 155® с добавкой к буровому раствору, содержащей этоксилированный амин, смешанный с продуктом реакции димерной кислоты и диэтилентриамина (DETA). Измерения вязкости бурового раствора с органоглиной и добавкой к буровому раствору, проведенные при разных скоростях сдвига и температурах, включены в Таблицу 3. Таблица 3 показывает, что буровой раствор на нефтяной основе, содержащий 2,5 ppb (7,125 кг/м3) органоглины (BENTONE 155®) и 0,5 ppb (1,425 кг/м3) добавки к буровому раствору согласно этому Примеру, демонстрировал 59,3%-ное увеличение вязкости (от 54 до 86) при высокой скорости сдвига (600 об/мин), когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С), и 116,7%-ное увеличение вязкости (от 6 до 13) при низкой скорости сдвига (6 об/мин), когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С).

Буровой раствор на нефтяной основе, содержащий 2,5 ppb (7,125 кг/м3) органоглины и 1,25 ppb (3,5635 кг/м3) добавки к буровому раствору согласно этому Примеру, демонстрировал 63,1%-ное увеличение вязкости (от 65 до 106) при высокой скорости сдвига, когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С), и 25,0%-ное увеличение вязкости (от 8 до 10) при низкой скорости сдвига, когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С).

Буровой раствор на нефтяной основе, содержащий 2,5 ppb (7,125 кг/м3) органоглины и 2,5 ppb (7,125 кг/м3) добавки к буровому раствору согласно этому Примеру, демонстрировал 51,7%-ное увеличение вязкости (от 77 до 121) при высокой скорости сдвига, когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С), и 44,4%-ное уменьшение вязкости (от 9 до 5) при низкой скорости сдвига, когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С).

Пример 3 - Сравнительный

В буровом растворе Таблицы 1 соединяли 2,5 ppb (7,125 кг/м3) BENTONE 155® с добавкой к буровому раствору, содержащей продукт реакции димерной кислоты и диэтилентриамина (DETA). Измерения вязкости бурового раствора с органоглиной и добавкой к буровому раствору, проведенные при разных скоростях сдвига и температурах, включены в Таблицу 4. Таблица 4 показывает, что буровой раствор на нефтяной основе, содержащий 2,5 ppb (7,125 кг/м3) органоглины (BENTONE 155®) и 0,5 ppb (1,425 кг/м3) добавки к буровому раствору согласно этому Примеру, демонстрировал 55,7%-ное увеличение вязкости (от 61 до 95) при высокой скорости сдвига (600 об/мин), когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С), и 62,5%-ное увеличение вязкости (от 8 до 13) при низкой скорости сдвига (6 об/мин), когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С).

Буровой раствор на нефтяной основе, содержащий 2,5 ppb (7,125 кг/м3) органоглины (BENTONE 155®) и 0,75 ppb (2,1375 кг/м3) добавки к буровому раствору согласно этому Примеру, демонстрировал 52,2%-ное увеличение вязкости (от 67 до 102) при высокой скорости сдвига, когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С), и 40,0%-ное увеличение вязкости (от 10 до 14) при низкой скорости сдвига, когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С).

Буровой раствор на нефтяной основе, содержащий 2,5 ppb (7,125 кг/м3) органоглины (BENTONE 155®) и 1,0 ppb (2,85 кг/м3) добавки к буровому раствору согласно этому Примеру, демонстрировал 47,9%-ное увеличение вязкости (от 73 до 108) при высокой скорости сдвига, когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С), и 25,0%-ное увеличение вязкости (от 12 до 15) при низкой скорости сдвига, когда температуру понижали от 120°F (49°С) до 40°F (4°С).

Пример 4

Добавку к буровому раствору получали из продукта реакции димерной кислоты и диэтилентриамина (DETA). Вторую добавку к буровому раствору получали из продукта реакции димерной кислоты, диэтилентриамина (DETA) и алкоксилированного амина. Добавки испытывали согласно нескольким экологическим протоколам. Результаты испытаний приведены ниже в Таблице 5.

Таблица 5
Результаты экологических испытаний
Предмет испытаний Биологический вид Протокол Продукт димерной кислоты с DETA Продукт димерной кислоты с DETA и алкоксилированным амином
Токсичность для морских беспозвоночных Acartia tonsa ISO 14669 LC50 (48 ч) >2000 мг/л LC50 (48 ч): 2,0 мг/л
Ингибирование морских водорослей Skeletonema costatum OECD 201 EC50 (72 ч): 730 мг/л EC50 (72 ч): 0,23 мг/л
Токсичность для организмов, перерабатывающих морские донные отложения Corophium volutator PARCOM 1995 LC50 (10 дней) > 10000 мг/кг LC50 (10 дней): 274,3 мг/кг
Токсичность для мальков рыбы тюрбо Scophthalmus maximus PARCOM 1995 LC50 (96 ч) >730 мг/кг LC50 (96 ч): 6,4 мг/кг

Добавки испытывали согласно протоколу ISO 14669 на токсичность для морских беспозвоночных, используя Acartia tonsa. Продукт димерной кислоты с DETA демонстрировал значительно меньшую токсичность. Эти результаты показывают, что для уничтожения 50% особей Arcartia tonsa за 48 часов требовалось более 2000 мг/л продукта димерной кислоты с DETA, тогда как для достижения такого же результата с продуктом димерной кислоты с DETA и алкоксилированным амином требовалась концентрация, равная всего лишь 2,0 мг/л.

Добавки испытывали по способности ингибировать морские водоросли по протоколу OECD 201, используя Skeletonema costatum. Продукт димерной кислоты с DETA демонстрировал значительно меньшую степень ингибирования, чем продукт димерной кислоты с DETA и алкоксилированным амином. Как показано в Таблице 5, для ингибирования Skeletonema costatum на 50% в течение 72 часов требовалась концентрация продукта димерной кислоты с DETA, превышавшая 730 мг/л, тогда как для достижения такого же результата с продуктом димерной кислоты с DETA и алкоксилированным амином требовалась концентрация, равная всего лишь 0,23 мг/л.

Продукт димерной кислоты с DETA также демонстрировал более низкую токсичность, чем продукт димерной кислоты с DETA и алкоксилированным амином, когда их испытывали на токсичность для организмов, перерабатывающих морские донные отложения, согласно протоколу PARCOM (Парижской комиссии) 1995, используя Corophium volutator. Как показано в Таблице 5, для уничтожения 50% особей Corophium volutator за 10 дней требовалась концентрация продукта димерной кислоты и DETA, превышавшая 10000 мг/кг, тогда как для достижения такого же результата с продуктом димерной кислоты с DETA и алкоксилированным амином требовалась концентрация, равная всего лишь 274,3 мг/кг.

Предшествующее описание и примеры приведены только для того, чтобы проиллюстрировать настоящее изобретение, и не являются ограничивающими. Поскольку специалисты в данной области техники могут представить себе некоторые модификации раскрытых вариантов осуществления настоящего изобретения, относящихся к его сущности и предмету, настоящее изобретение следует толковать расширительно, включая все варианты, попадающие в объем прилагаемых пунктов формулы изобретения и их эквивалентов.

1. Способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора на нефтяной основе в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°C) до примерно 40°F (4°C), включающий в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, в котором добавка к буровому раствору состоит по существу из продукта реакции
(a) карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов; и
(b) полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что добавка к буровому раствору не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот.

2. Способ по п.1, в котором карбоновая кислота представляет собой димерную жирную кислоту.

3. Способ по п.2, в котором димерная жирная кислота является выбранной из группы, состоящей из насыщенных, частично насыщенных и ненасыщенных димерных кислот, имеющих от примерно 20 до примерно 48 атомов углерода.

4. Способ по п.1, в котором полиамин включает в себя полиэтиленовый полиамин.

5. Способ по п.4, в котором полиамин является выбранным из группы, состоящей из этилендиамина, диэтилентриамина, триэтилентриамина и тетраэтиленпентамина.

6. Способ по п.4, в котором полиамин включает в себя диэтилентриамин.

7. Способ по п.1, в котором карбоновая кислота включает в себя тримерную жирную кислоту.

8. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя добавление одного или более эмульгаторов к буровому раствору.

9. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя добавление органоглины к буровому раствору.

10. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя добавление реологической добавки, отличной от органоглины, к буровому раствору.

11. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя добавление к буровому раствору добавки, уменьшающей фильтрацию бурового раствора.

12. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя добавление растворителя.

13. Способ по п.1, в котором увеличение вязкости бурового раствора, измеренной при высокой скорости сдвига, составляет не более чем примерно 75%, когда буровой раствор охлаждают от примерно 120°F (49°C) до примерно 40°F (4°C).

14. Способ по п.1, в котором увеличение вязкости бурового раствора, измеренной при высокой скорости сдвига, составляет не более чем примерно 60%, когда буровой раствор охлаждают от примерно 120°F (49°C) до примерно 40°F (4°C).

15. Способ по п.1, включающий в себя добавление в буровой раствор не более чем примерно 2 ppb (5,7 кг/м3) добавки к буровому раствору.

16. Способ по п.1, включающий в себя добавление в буровой раствор не более чем примерно 1,5 ppb (4,275 кг/м3) добавки к буровому раствору.

17. Способ по п.1, включающий в себя добавление в буровой раствор не более чем примерно 1,0 ppb (2,85 кг/м3) добавки к буровому раствору.

18. Способ по п.1, в котором продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу от примерно 2000 до примерно 2030.

19. Способ по п.1, в котором продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу от примерно 2010 до примерно 2020.

20. Способ, обеспечивающий по существу постоянный реологический профиль бурового раствора на нефтяной основе в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°C) до примерно 40°F (4°C), включающий в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, в котором добавка к буровому раствору содержит реакционный продукт
(a) карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов; и
(b) полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп,
в котором буровой раствор имеет значение LC50 (48 ч), большее, чем примерно 1000 мг/л, как определено по протоколу ISO 14669 с использованием Acartia tonsa, при условии, что добавка к буровому раствору не включает алкоксилированные алкиламины и/или амиды жирных кислот.

21. Способ по п.20, в котором добавка к буровому раствору имеет значение EC50 (72 ч), большее, чем примерно 400 мг/л, как определено по протоколу OECD 201 с использованием Skeletonema costatum.

22. Способ по п.20, в котором добавка к буровому раствору имеет значение LC50 (10 дней), большее, чем примерно 5000 мг/кг, как определено по протоколу PARCOM 1995 с использованием Corophium volutator.

23. Способ по п.20, в котором добавка к буровому раствору имеет значение LC50 (96 ч), большее, чем примерно 400 мг/кг, как определено по протоколу PARCOM 1995 с использованием Scophthalmus maximus.

24. Композиция, состоящая по существу из продукта реакции
(a) карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов; и
(b) полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что композиция не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот.

25. Композиция по п.24, в которой карбоновая кислота включает в себя димерную жирную кислоту.

26. Композиция по п.25, в которой димерная жирная кислота является выбранной из группы, состоящей из насыщенных, частично насыщенных и ненасыщенных димерных кислот, имеющих от примерно 20 до примерно 48 атомов углерода.

27. Композиция по п.24, в которой полиамин представляет собой полиэтиленовый полиамин.

28. Композиция по п.27, в которой полиамин является выбранным из группы, состоящей из этилендиамина, диэтилентриамина, триэтилентриамина и тетраэтиленпентамина.

29. Композиция по п.24, в которой полиамин включает в себя диэтилентриамин.

30. Композиция по п.24, в которой карбоновая кислота включает в себя тримерную жирную кислоту.

31. Композиция по п.24, дополнительно содержащая один или более эмульгаторов.

32. Композиция по п.24, дополнительно содержащая органоглину.

33. Композиция по п.24, дополнительно содержащая реологическую добавку, отличную от органоглины.

34. Композиция по п.24, дополнительно содержащая добавку, уменьшающую фильтрацию бурового раствора.

35. Композиция по п.24, дополнительно содержащая растворитель.

36. Буровой раствор на нефтяной основе, содержащий композицию по п.24.

37. Буровой раствор на нефтяной основе по п.36, в котором увеличение вязкости бурового раствора, определяемое при высокой скорости сдвига, составляет менее чем примерно 75%, когда указанный буровой раствор охлаждают от примерно 120°F (49°C) до примерно 40°F (4°C).

38. Буровой раствор на нефтяной основе по п.36, в котором увеличение вязкости бурового раствора, определяемое при высокой скорости сдвига, составляет менее чем примерно 60%, когда указанный буровой раствор охлаждают от примерно 120°F (49°C) до примерно 40°F (4°C).

39. Буровой раствор на нефтяной основе, содержащий менее чем примерно 2 ppb (5,7 кг/м3) композиции по п.24.

40. Буровой раствор на нефтяной основе, содержащий менее чем примерно 1,5 ppb (4,275 кг/м3) композиции по п.24.

41. Буровой раствор на нефтяной основе, содержащий менее чем примерно 1 ppb (2,85 кг/м3) композиции по п.24.

42. Композиция по п.24, в которой продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу, составляющую от примерно 2,000 до примерно 2,030.

43. Композиция по п.24, в которой продукт реакции имеет среднюю молекулярную массу, составляющую от примерно 2010 до примерно 2020.

44. Добавка к буровому раствору, содержащая продукт реакции
(a) карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов; и
(b) полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп,
в котором добавка к буровому раствору имеет значение EC50 (72 ч), большее, чем примерно 400 мг/л, как определено по протоколу OECD 201 с использованием Skeletonema costatum, при условии, что добавка к буровому раствору не включает алкоксилированные алкиламины и/или амиды жирных кислот.

45. Добавка к буровому раствору по п.44, в котором добавка к буровому раствору имеет значение LC50 (48 ч), большее, чем примерно 1000 мг/л, как определено по протоколу ISO 14669 с использованием Acartia tonsa.

46. Добавка к буровому раствору по п.44, в котором добавка к буровому раствору имеет значение LC50 (10 дней), большее, чем примерно 5000 мг/кг, как определено по протоколу Parcom 1995 с использованием Corophium volutator.

47. Добавка к буровому раствору по п.44, в котором добавка к буровому раствору имеет значение LC50 (96 ч), большее, чем примерно 400 мг/кг, как определено по протоколу Parcom 1995 с использованием Scophthalmus maximus.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта.

Изобретение относится к консолидации жидкостных стадий и применимо в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину. Способ поддержания консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину, содержащей контактирующую жидкость иного характера, прилегающую к жидкостной стадии, включает подмешивание твердых частиц по меньшей мере к жидкостной стадии или к соседней контактирующей жидкости в количестве, при котором между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости, и закачивание жидкостной системы в ствол скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки пласта за счет предварительной очистки и промывки призабойной зоны скважины углеводородным растворителем с последующей обработкой раствором соляной кислоты в пульсирующем режиме с короткими по времени импульсами с увеличением объема, что при последующей разработке пласта позволит повысить продуктивность пласта, упрощение технологического процесса, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта.

Изобретение относится к способам обработки подземной формации с использованием сшитых полимеров. Способ обработки подземной формации, пронизанной буровой скважиной, включает введение обрабатывающей текучей среды в буровую скважину, сшивание гидратируемого полимера для повышения вязкости обрабатывающей текучей среды по меньшей мере для части вводимой таковой и сверхсшивание сшитого полимера для замедленного разрушения структуры обрабатывающей текучей среды.

Изобретение относится к способам и композициям полимеров для модифицирования вязкости нефтепромысловых сервисных текучих сред. Способ обработки подземного пласта флюидом включает получение флюида, содержащего сшивающий агент приведенной структурной формулы, который образуется в результате реакции 1,4-бензолдибороновой кислоты с 2-гидрокси-4-аминобензойной кислотой, и полисахарид или материал на основе целлюлозы, включающий окисленные функциональные группы, и введение флюида в ствол скважины, проходящей через пласт, и обеспечение контакта флюида с пластом.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородных обводненных пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

Изобретение относится к добыче углеводородов или воды из скважин. Технический результат - эффективная одностадийная обработка с ликвидацией углеводородных, эмульсионных или водяных барьеров и растворением кислоторастворимых материалов с контролируемой скоростью.
Изобретение относиться к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке заводнением трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта с одновременным упрощением технологического процесса, снижением стоимости и продолжительности обработки пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта с одновременным упрощением технологического процесса и снижением стоимости и продолжительности обработки пласта.
Изобретение относится к пенообразующим составам многоцелевого назначения, предназначенным для получения пены низкой, средней и высокой кратности с использованием пресной и жесткой воды в концентрации 1 об.%, 3 об.% и 6 об.%.
Изобретение относится к нефтяной промышленности для строительств пологих и горизонтальных скважин в сложных гидрогеологических условиях. Технический результат- возможность бурения скважин по терригенным девонским отложениям без ограничения величины зенитного угла, по песчаникам под неустойчивыми горными породами, без изменения конструкции скважин.
Настоящее изобретение относится к эмульсиям и их применению в подземных работах. Композиция стабилизированной эмульсии включает маслянистую текучую среду, текучую среду, являющуюся, по меньшей мере, частично несмешивающейся с маслянистой текучей средой, и стабилизирующий эмульсию агент, включающий первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения.

Группа изобретений относится к области бурения с использованием в качестве очистного агента газообразных текучих сред. Способ включает циркулирование системы буровой жидкости и эффективного количества пенообразующей композиции, состоящей из пенообразующего агента и стабилизирующего полимера, добавление газообразного агента в жидкость со скоростью, достаточной для образования пенного бурового раствора, и удаление вспененной буровой жидкости из скважины.

Изобретение относится к способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное.

Изобретение относится к системам, используемым в бурильных операциях. .
Изобретение относится к области бурения нефтегазовых вертикальных и наклонно-направленных скважин в сложных геологических условиях. .

Изобретение относится к пенному буровому раствору, способам его получения и применения. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважин. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта (ГРП), преимущественно для добычи трудноизвлекаемых сланцевых углеводородов.
Наверх