Композиция, включающая соединение алкоксилированного амина и соединение карбоновой кислоты, ее применение в буровых жидкостях типа "вода в масле" и для улучшения свойств текучести на холоде сырой нефти

Настоящее изобретение относится к композиции, содержащей соединения аминов, и их применению в буровых жидкостях. Композиция для применения в или в качестве буровой жидкости типа «вода в масле», содержащая: (А) одно или более первичных, вторичных или третичных алкоксилированных соединений аминов, (B) одно или более соединений карбоновых кислот, выбранных из одного или более представителей группы эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с моноспиртами и эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с полиолами, (C) масло, являющееся текучим по меньшей мере при 25°C, (F) воду и дополнительно соли, растворенные в воде в концентрации более 1 мас.%, и композиция является эмульсией типа «вода в масле», в которой масло образует непрерывную фазу, а вода образует дисперсную фазу. Композиция для улучшения свойств текучести на холоде сырой нефти, содержащая: одно или более первичных, вторичных или третичных алкоксилированных соединений аминов, одно или более соединений карбоновых кислот, выбранных из одного или более представителей группы эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с моноспиртами и эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с полиолами, масло, являющееся текучим по меньшей мере при 25°C, воду и дополнительно соли, растворенные в воде в концентрации более 1 мас.%, и композиция является эмульсией типа «вода в масле», в которой масло образует непрерывную фазу, а вода образует дисперсную фазу. Способ бурения буровой скважины с использованием композиции, содержащей компоненты от (А) до (С) и (F), в частности - от (А) до (F) или от (А) до (D) и (F), по любому из пп. 1-15, в качестве буровой жидкости или части буровой жидкости, включающий стадию подачи буровой жидкости в буровую скважину во время операции бурения. Применение указанной выше композиции в качестве буровой жидкости или части буровой жидкости, в частности - при разработке нефтяных и газовых месторождений, в операциях геотермального бурения или в операциях бурения водяных скважин, в форме эмульсии типа «вода в масле». Применение указанной выше композиции в качестве эмульгатора типа «вода в масле». Применение указанной композиции, содержащей компоненты (А), (B), (F) и дополнительно соли, растворенные в (F) в концентрации более 1 мас.%, и композиция является эмульсией типа «вода в масле», в которой (С) образует непрерывную фазу, а (F) образует дисперсную фазу, для повышения текучести тяжелых сырых нефтей или исключительно тяжелых сырых нефтей посредством формирования эмульсий типа «вода в масле» с пониженной вязкостью. Применение композиции, состоящей из (А), (B), в качестве эмульгаторной системы для получения эмульсий типа «вода в масле». Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат – улучшение рабочих характеристик и повышение экологической приемлемости. 7 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 пр., 8 табл.

 

Настоящее изобретение относится к композиции, содержащей соединения аминов и карбоновых кислот в качестве эмульгаторной системы типа «масло в воде», применению ее в буровых жидкостях на масляной основе и к способу применения буровых жидкостей.

Предшествующий уровень техники

Буровая жидкость, которую также называют буровым раствором, - это жидкость, которую прокачивают через буровую скважину в процессе бурения для облегчения процесса бурения. Различные функции буровой жидкости включают удаление продуктов бурения из-под бурового наконечника, транспортировку продуктов бурения (выбуренной породы) из буровой скважины, охлаждение и смазка головки бура, поддержку бурильной трубы и головки бура, стабилизацию стенок буровой скважины, суспензирование выбуренной породы при прекращении циркуляции, обеспечение столба жидкости для регулирования гидростатического давления на поверхности и предотвращение «выбросов». Для оптимизации процесса бурения композиции буровых жидкостей часто адаптируют к свойствам конкретной геологической формации. Буровые жидкости обычно являются загущенными текучими системами с водной или масляной основой. Буровые жидкости на масляной основе используют, например, в применениях, связанных с морским бурением, и для бурения через водовосприимчивые и/или водоносные пласты.

Буровые жидкости на масляной основе обычно разделяют на инвертные эмульсионные буровые жидкости или стандартные неинвертные буровые жидкости. Жидкости обоих типов содержат трехфазную систему: непрерывную масляную фазу, дисперсную водную фазу и мелкие твердые частицы. Эти композиции являются эмульсиями типа «вода в масле». Это означает, что водная фаза, которая образует внутреннюю фазу, тонко диспергирована в масляной фазе, а масляная фаза образует наружную фазу.

Буровые жидкости на масляной основе содержат базовое масло, которое образует наружную фазу, водный раствор, содержащий соль, в качестве внутренней фазы и эмульгатор или эмульгаторную систему, которая действует на поверхности раздела между внутренней и наружной фазами. Другие добавки используют для стабилизации и регулирования функциональных характеристик.

Преимущество буровых жидкостей на масляной основе заключается в их превосходных смазывающих свойствах. Эти смазывающие свойства обеспечивают проведение бурения со значительным вертикальным смещением, которое характерно для операций морского или глубоководного бурения. В горизонтальных и по существу горизонтальных стволах скважин бурильная труба лежит на нижней стороне буровой скважины, что приводит к высоким механическим моментам во время бурения и перемещения бурильной трубы. В этих условиях риск прихвата трубы увеличивается при использовании буровых жидкостей на водной основе. В противоположность этому, буровые жидкости на масляной основе образуют тонкие, плоские фильтрационные корки на стенках буровой скважины и обладают лучшими характеристиками, чем буровые жидкости на водной основе, в отношении вспучивания меловых пород, которые обычно присутствуют в продуктивном пласте.

Кроме смазывающих свойств важными функциональными характеристиками буровых жидкостей на масляной основе также являются вязкость, плотность и регулирование фильтрации. Регулирование фильтрации является особенно важным в неконсолидированных проницаемых формациях. В таких условиях под гидростатическим давлением продукты бурения образуют полупроницаемый, непроницаемый для буровой жидкости слой (например, в форме фильтрационной корки) на стенках буровой скважины, за счет чего снижаются потери буровой жидкости, стабилизируется пластовое давление и снижается риск обрушения стенок буровой скважины.

При использовании стандартных эмульгаторов может потребоваться использование растворителей или других поверхностно-активных добавок для проникновения через фильтрационную корку и изменения смачиваемости частиц фильтрационной корки. Смачиваемые водой твердые вещества необходимы для последующей кислотной промывки, например - для растворения или диспергирования частиц фильтрационной корки.

Эмульгаторы на основе аминов для инвертных эмульсионных буровых жидкостей, которые можно преобразовать из эмульсии типа «масло в воде» в эмульсию типа «вода в масле», описаны в публикации WO 98/05733.

Сложность и непредсказуемость внешних условий и взаимодействия компонентов буровой жидкости друг с другом и с условиями во время бурения требуют, чтобы буровая жидкость была способна выдерживать значительные нагрузки, что создает проблемы для разработчиков. В данной отрасли промышленности существуют постоянная потребность и, соответственно, не снижающийся интерес к новым буровым жидкостям, которые обладали бы улучшенными рабочими характеристиками и одновременно повышенной экологической и экономической приемлемостью.

Сущность изобретения

Задачей настоящего изобретения является обеспечение композиции, содержащей эмульгаторную систему типа «вода в масле» для применения в или в качестве буровой жидкости типа «вода в масле», далее кратко называемой буровой жидкостью, ее применение и способ применения, описанные в независимых пунктах формулы изобретения. Также заявлено применение эмульгаторной композиции для эмульсии типа «вода в масле». Предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения описаны в зависимых пунктах формулы изобретения и в тексте ниже.

Неожиданно была обнаружена эмульгаторная система типа «вода в масле» для применения в «эмульсионных буровых жидкостях». Буровые жидкости на основе эмульгаторной системы по настоящему изобретению отличаются неожиданно хорошей стабильностью и другими полезными функциональными характеристиками. В частности, наблюдаются повышенная стабильность против таких влияний, как различное содержание воды и соли (соленость), а также возможность применения в широком диапазоне температур. Эмульгаторная система типа «вода в масле» также пригодна для других прикладных задач, таких как эмульгирование воды или рассола в тяжелой нефти, снижение вязкости и повышение свойств текучести тяжелых нефтяных фракций.

Важными областями применения буровых жидкостей являются буровые скважины для разработки нефтяных и газовых месторождений, геотермальные скважины или водяные скважины, а также бурение геологических научных скважин или буровых скважин для горной промышленности.

Буровая жидкость по настоящему изобретению содержит маслянистую эмульгаторную систему, также называемую масляной фазой, содержащую по меньшей мере два эмульгатора, воду, необязательно - в форме рассола, загустители и другие добавки.

Примером добавок, используемых в композиции по настоящему изобретению, являются добавки, повышающие смачиваемость, утяжелители, увеличивающие массу или плотность, добавки, снижающие водоотдачу, для минимизации потерь буровой жидкости, добавки для создания щелочного резерва, добавки для регулирования фильтрации и/или для регулирования реологических свойств.

При смешивании отдельных компонентов композиции по настоящему изобретению друг с другом образуется солеподобная смесь, которая стабильна в диапазоне значений рН от 4 до 10, предпочтительно - от 3 до 11.

Эмульгаторная система, содержащаяся в композиции, оказывает эффект снижения межфазного натяжения за счет положительных и отрицательных частичных изменений в молекуле. Межфазную активность можно целенаправленно регулировать посредством выбора подходящего уровня алкоксилирования компонентов эмульгаторной системы.

Посредством смешивания компонентов эмульгаторной системы, содержащей алкоксилированный амин и карбоновую кислоту, можно получить подходящие значения ГЛБ (гидрофильно-липофильного баланса) для получения стабильных инвертных буровых жидкостей типа «вода в масле».

Эмульгирующие свойства могут быть дополнительно оптимизированы за счет необязательного дополнительного изменения длины гидрофобной С-цепи в компонентах эмульгатора. Таким образом, можно, например, получать микроэмульсии в условиях оптимальной температуры и оптимальной солености. Особые композиции поверхностно-активных веществ с водой и маслом образуют микроэмульсию (типа III по Винзору). Существование определенных фаз определяется внутренними (состав) и внешними параметрами (такими как температура и соленость). Фаза III по Винзору, также известная как трехфазная микроэмульсия (где фактической микроэмульсией является средняя фаза, сосуществующая с водной фазой и избыточной масляной фазой), отличается исключительно низкими межфазными натяжениями (МФН). Поэтому это состояние также описывают как «оптимальное», а соответствующие параметры описывают как «оптимальную соленость» и «оптимальную температуру». Средняя фаза обычно имеет низкую вязкость. Низкая вязкость желательна, например, для транспортировки высоковязких тяжелых сырых нефтей или исключительно тяжелых сырых нефтей по трубопроводам.

Таким образом можно также получить стабильные инвертные эмульсионные буровые жидкости с превосходными функциональными характеристиками для исключительно широкого диапазона условий. Как правило, степень алкоксилирования регулируют в соответствии с использованной концентрацией масла и рассола, а затем необязательно дополнительно регулируют в зависимости от конкретных условий бурения.

Например, по настоящему изобретению одинаковый механизм действия может быть обеспечен при использовании алкоксилированного додециламина в комбинации с эфиром карбоновой кислоты и алкоксилированного олеилового спирта и алкоксилированного олеиламина в комбинации с эфиром карбоновой кислоты и додецилового спирта.

Таким образом, эмульгаторная система по настоящему изобретению обеспечивает различные варианты регулирования желаемых эмульгаторных функций и адаптации этих функций к требуемым эксплуатационным характеристикам инвертных эмульсионных буровых жидкостей.

Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения

Далее будут описаны эмульгаторная система, композиция типа «вода в масле» и их применение.

Композиция содержит одно или более соединений аминов (А), которые являются одним или более алкоксилированными первичными и/или вторичными соединениями аминов или их смесями, и компонент (В) карбоновой кислоты. Компоненты (А) и (В) образуют эмульгаторную систему.

Подходящими алкоксилированными соединениями аминов по настоящему изобретению, образующими компонент (А), являются поверхностно-активные вещества, производные от или основанные на, например, бутиламине, пентиламине, гексиламине, октиламине, нониламине, дециламине, ундециламине, лауриламине, тридециламине, тетрадециламине, пентадециламине, пальмитиламине, стеариламине, арахидиламине, бегениламине, лигноцериламине, а также ненасыщенных или разветвленных аминах с таким же числом атомов С, например - олеиламине, 2-этилгексиламине или стандартных коммерческих или прочих смесях, таких как амин кокосового масла или амин таллового масла. Также пригодны алкоксилированные диалкиламинные соединения, полученные из или основанные на соединениях, содержащих С-цепи такой же длины, и/или гетероциклических, азотсодержащих соединениях, таких как имидазол и пиперазин.

Исходные соединения аминов, используемые для получения алкоксилированного соединения амина, образующего компонент (А), являются аминами, содержащими по меньшей мере одну NH-группу, например - первичными и/или вторичными аминами. Преобразование амина алкоксидами осуществляется посредством добавления одного или более из этиленоксида, пропиленоксида и/или бутиленоксида, включая блоковые и/или статистические распределения, причем среднее число алкоксиленовых групп лежит в диапазоне от 0,5 до 30, предпочтительно - от 1 до 10, и наиболее предпочтительно - от 1 до 6. Термин «алкоксилированные амины» согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения включает алканоламины или диалканоламины или, другими словами, алкоксилированные амины только с одной или только с двумя алкоксильными группами.

Алкоксилированные соединения предпочтительно состоят из (квази)статистических смесей; например, даже при степени алкоксилирования, равной 0,5 (и более), всегда существуют соединения со степенью алкоксилирования, равной двум и трем на молекулу. В этом случае в компоненте (А) имеется несколько различных соединений аминов с различной степенью алкоксилирования.

Степени алкоксилирования, указанные в контексте данного изобретения, являются средними значениями (среднечисленными значениями).

Соединение карбоновой кислоты, образующее компонент (В) эмульгаторной системы, выбрано из одного или более представителей группы монокарбоновых кислот, поликарбоновых кислот, эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с моноспиртами и эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с полиолами. Подходящими карбоновыми кислотами являются, например, следующие карбоновые кислоты: молочная кислота, лимонная кислота, щавелевая кислота, масляная кислота, валериановая кислота, капроновая кислота, гептановая кислота, каприловая кислота, нонановая кислота, каприновая кислота, ундекановая кислота, лауриновая кислота, тридекановая кислота, миристиновая кислота, пентадекановая кислота, пальмитиновая кислота, стеариновая кислота, бегеновая кислота и разветвленные и ненасыщенные типы молекул с той же длиной С-цепи, такие как олеиновая кислота. Монокарбоновые кислоты и поликарбоновые кислоты предпочтительно содержат от 4 до 24 атомов углерода, предпочтительно - от 8 до 18 атомов углерода, и особо предпочтительно - от 12 до 18 атомов углерода, необязательно - гидроксильную группу. Особо предпочтительны монокарбоновые кислоты.

Эфиры полиалкиленгликоль-карбоновых кислот со спиртами основаны, например, на бутаноле, пентаноле, гексаноле, гептаноле, октаноле, нонаноле, деканоле, ундеканоле, лауриловом спирте, тридеканоле, тетрадеканоле, пентадеканоле, гексадеканоле, гептадеканоле, октадеканоле, бегениловом спирте; также пригодны соответствующие разветвленные и неразветвленные типы молекул, имеющие такую же длину С-цепи, например - олеиловый спирт или изооктанол. Перечисленные спирты и полиалкиленгликоли с различными длинами цепей образуют основу для эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот (В), которые получают посредством реакции полиприсоединения с этиленоксидом, пропиленоксидом, бутиленоксидом или их смесями, включая рандомные или блоковые структуры, с последующим карбоксиметилированием, например - хлоруксусной кислотой или хлорацетатом натрия, причем среднечисленное значение алкиленоксидных групп лежит в диапазоне от 0 до 30, предпочтительно - от 0,5 до 10, особо предпочтительно - от 1 до 8.

Эмульгаторную композицию, содержащую компонент (А) и компонент (В) по настоящему изобретению, следует предпочтительно смешивать эквимолярно в отношении функциональных групп, при этом средняя степень алкоксилирования всех соединений аминов и всех соединений карбоновых кислот, образующих общую смесь, предпочтительно должна лежать в диапазоне от 0,5 до 30, более предпочтительно - от 1 до 10, и наиболее предпочтительно - от 1 до 6. Алкоксильные группы содержатся либо исключительно в соединениях аминов, либо как в соединениях карбоксильных кислот, так и в соединениях аминов.

Эмульгаторная система по настоящему изобретению предпочтительно растворима в масле при 25°С.

Примеры комбинаций эмульгаторов перечислены в разделе, посвященном экспериментам; другими примерами являются: смесь амин-С18-гликоль-(2ЕО)-эфира/молочной кислоты (MARLAZIN OL2/молочная кислота), смесь олеилимидазолина/оксо-спирт-С9-(2ЕО-2РО)-эфира/карбоновой кислоты (MARLOWET 5440/MARLOWET 4539), смесь амин-С18-гликоль-(7ЕО)/кислоты кокосового масла (MARLAZIN Т7/2/кислота кокосового масла), или смесь олеилимидазолина/спирт-С6-гликоль-(3ЕО-3РО)-эфира карбоновой кислоты (MARLOWET 5440 / MARLOWET 4556).

Подходящая комбинация эмульгаторных компонентов (А) и (В) по настоящему изобретению дает возможность использования масел различного состава. Примерами масел, образующих компонент (С), являются алифатические или циклоалифатические углеводороды, такие как линейные альфа-олефины (ЛАО), полиальфа-олефины (ПАО), внутренние олефины (ВО), дизельное топливо, биодизельное топливо, дистилляты Фишера-Тропша, сложные эфиры, в частности - этиловые и/или метиловые сложные эфиры С12-С22 жирных кислот, спирты, простые эфиры, ацетали, олигоамиды, олигоимиды и/или олигокетоны, а также триглицериды или их смеси.

Масло имеет такой состав, что является жидким при 25°С, предпочтительно - при 0°С, и наиболее предпочтительно - при -10°С. Буровая жидкость, образующаяся в результате добавления композиции по настоящему изобретению, стабильна в диапазоне значений рН от 4 до 10, предпочтительно - от 3 до 11. Этот диапазон значений рН определяет пределы стабильности. Выше и ниже этих предельных значений эмульсия разрушается и появляется возможность целенаправленного разделения различных компонентов.

Инвертная эмульсионная буровая жидкость, полученная из вышеописанной эмульгаторной системы, может быть разрушена и инвертирована посредством подщелачивания растворами сильных щелочей, таких как KОН и NaOH, со значениями рН выше 11 или со значениями рН выше 10. В этом случае анионный эмульгаторный компонент гидрофилизуется, и в этом состоянии он обладает свойствами эмульгатора типа «масло в воде». Инверсию можно также обеспечить посредством добавления сильных кислот, например - HCl или H2SO4, со значениями рН ниже 3. В этом случае амин протонизируется и образует соль с соответствующим анионом добавленной кислоты.

Конверсию особенно выгодно производить посредством повторного регулирования значения рН разрушенных инертных эмульсионных буровых жидкостей до значений рН в диапазоне от 4 до 10, предпочтительно - от 3 до 11, с получением гомогенной эмульсии типа «масло в воде» (инвертирование), которую можно повторно использовать в качестве буровой жидкости.

Можно повторно использовать большую часть буровой жидкости за счет добавления или регулирования количеств необходимых для данного применения добавок, перечисленных выше. На практике это приводит к снижению расходов и к ускорению восстановительных стадий процесса, что обеспечивает значительные преимущества, особенно при операциях морского бурения.

Инвертность буровых жидкостей по настоящему изобретению обеспечивает обращение проницаемости фильтрационной корки и смачивания частиц фильтрационной корки. Твердые вещества, которые могут смачиваться водой, важны для последующей кислотной промывки, например, чтобы частицы фильтрационной корки могли растворяться или диспергироваться в кислоте; это также облегчает выполнение стадий, необходимых для регенерации продуктов бурения, нагруженных маслом, и последующего удаления, например - очистки загрязненных маслом поверхностей твердых частиц промывочными жидкостями на водной основе.

Композиция по настоящему изобретению также содержит воду, образующую компонент (F). Водная фаза буровой жидкости может содержать, например, утяжелители, добавки, препятствующие потере жидкости, щелочные резервы, регуляторы вязкости, растворимые и нерастворимые в воде соли и т.п.

Буровая жидкость по настоящему изобретению может содержать до 70 масс. % воды, предпочтительно - от 20 масс. % до 40 масс. %, например - 30 масс. % воды; в частности, обычно используют водную фазу, содержащую соль (рассол).

Компоненты эмульгатора соответствующим образом регулируют и используют в подходящих концентрациях в рамках настоящего изобретения. Буровая жидкость по настоящему изобретению способна эмульгировать значительные количества воды - даже воды, содержащей большие количества электролитов, например - растворов CaCl2 или рассола. Это свойство буровой жидкости по настоящему изобретению означает, что ее можно также использовать для поглощения воды, которая накапливается в нижней части буровой скважины из-за проникновения воды, без прерывания операции бурения.

Кроме эмульгатора или эмульгаторной системы, также могут быть использованы другие добавки, включающие, например, смачивающие средства, утяжелители, увеличивающие массу или плотность, добавки, снижающие водоотдачу, для минимизации потерь жидкости, добавки для создания щелочного резерва, для регулирования фильтрации и/или для регулирования реологических свойств.

Известь или другие щелочные вещества могут быть добавлены к буровым жидкостям на масляной основе для создания щелочного резерва. Щелочной резерв служит для поддержания вязкости и стабильности буровой жидкости в тех случаях, когда буровая жидкость подвергается переменным внешним воздействиям. Это особенно важно в тех зонах, где в процессе бурения встречаются кислые газы, такие как CO2 или H2S. В отсутствие щелочного резерва кислые газы могут снизить значение рН буровой жидкости и за счет этого уменьшить стабильность эмульсии и нежелательным образом изменить вязкость стандартных буровых жидкостей. Восстановление или удаление буровой жидкости является дорогой операцией и поэтому нежелательно.

Буровая жидкость по настоящему изобретению может содержать загустители, такие как глины, включающие бентонит, гекторит, аттапульгит и/или их смеси, в частности - такие смеси, которым была придана органофильность посредством обработки поверхности. Обработка поверхности может быть произведена, например, четвертичными аммониевыми соединениями, так что глины становятся гидрофобными. Глины используют в концентрации от 1 масс. % до 10 масс. %. Полярный характер эмульгаторного компонента по настоящему изобретению может снижать необходимое количество загустителя в зависимости от типа используемого загустителя.

Добавки, выбранные из группы, включающей галиды, сульфаты, карбонаты, гидрокарбонаты, гидроксиды щелочных и щелочноземельных металлов, а также оксиды железа, создают то, что известно под названием щелочного резерва.

Например, при «бурении в присутствии кислых газов» могут абсорбироваться кислые газы, такие как CO2 и H2S. Буровая жидкость по настоящему изобретению стабильна при значениях Н в диапазоне от 4 до 10, предпочтительно - от 4 до 10, и поэтому обладает значительным щелочным резервом в верхней части диапазона значений рН (от 10 до 10,5). Плотность буровой жидкости также можно модифицировать посредством изменения концентрации соли в водной фазе.

Эмульгаторные компоненты (А) и (В) предпочтительно используют в молярном соотношении в пересчете на соответствующие количества функциональных групп (аминогрупп или карбоксильных групп), лежащем в диапазоне от 1:1,5 до 0,5:1, в частности - от 1:1,2 до 0,8:1.

Значение рН буровой жидкости по настоящему изобретению может быть отрегулировано до значений рН выше 4, предпочтительно - от 8 до 10,0 или от 10 до 10,5, посредством соответствующего смешивания эмульгаторных компонентов (А) и (В) по настоящему изобретению, так что буровая жидкость уже обладает собственным щелочным резервом.

В то же время, эмульгаторные компоненты (А) и (В) по настоящему изобретению оказывают эффект ингибирования коррозии металлических поверхностей и снижают сопротивление трению, то есть функционируют как смазки.

Изобретение также относится к композиции (буровой жидкости), содержащей по меньшей мере компоненты от (А) до (F):

(A) одно или более первичных, вторичных или третичных алкоксилированных соединений аминов;

(B) одно или более соединений карбоновых кислот, выбранных из одного или более представителей группы монокарбоновых кислот, поликарбоновых кислот, эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с моноспиртами и эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с полиолами;

(C) масло, являющееся текучим при 25°С;

(D) один или более загустителей для загущения масла или масляной фазы, выбранные из группы, включающей глины, полимеры, оксид алюминия и оксид кремния,

(E) одну или более добавок, выбранных из группы, включающей галиды, сульфаты, карбонаты, гидрокарбонаты и гидроксиды щелочных и щелочноземельных металлов, а также оксиды железа, и

(F) воду,

и необязательно - смачивающие средства, утяжелители для увеличения массы или плотности, добавки, снижающие водоотдачу, для минимизации потерь жидкости, и к способу бурения буровой скважины с использованием вышеуказанной композиции/буровой жидкости, включающему стадию подачи буровой жидкости в буровую скважину во время операции бурения.

В контексте настоящего изобретения способ может дополнительно включать стадии, во время которых буровую жидкость, содержащую продукты бурения (выбуренную породу), удаляют, продукты бурения отделяют от буровой жидкости, например - посредством пропускания через сито или центрифугирования, и очищенную буровую жидкость повторно подают в буровую скважину, необязательно - после добавления таких компонентов, которые описаны выше, и которые истощились в буровой жидкости во время операции бурения.

Отделенные продукты бурения можно обработать щелочным или кислым раствором для разрушения остатков буровой жидкости в форме эмульсии типа «вода в масле» посредством установления значения рН ниже 3 или выше 10, в частности - выше 11, и получения эмульсии типа «масло в воде» в качестве промывочной жидкости и жидкости для удаления масла из продуктов бурения с целью получения продуктов бурения, освобожденных от масла.

Другим применением эмульгаторной системы по настоящему изобретению является улучшение свойств текучести на холоде тяжелых сырых нефтей и исключительно тяжелых сырых нефтей. Тяжелую сырую нефть определяют как жидкую нефть с плотностью в градусах Американского нефтяного института (API, от англ. American Petroleum Institute), меньшей 20°. Исключительно тяжелую нефть определяют как имеющую плотность в градусах Американского нефтяного института, меньшую 10,0° API. В этом применении тяжелая или исключительно тяжелая сырая нефть становится маслом (С) или масляной фазой композиции по настоящему изобретению. Плотность в градусах API измеряют в соответствии со стандартом ASTM D287.

Описание примеров осуществления изобретения

Различные композиции были приготовлены с использованием следующих компонентов.

Пример 1

Буровую жидкость на основе дизельного топлива приготовили при комнатной температуре из компонентов, перечисленных ниже, которые объединили в указанном порядке, предварительно гомогенизировав их с использованием навесной мешалки производства компании Hamilton Beach, включенной на полную мощность, в течение примерно 40 минут, после чего также гомогенизировали в течение 5 минут в мешалке L4RT производства компании Silverson при 3500 об/мин. Смесь оценили визуально, принимая во внимание осаждение органической, водной и неорганической фаз.

Пример 1 показывает, что при выборе эмульгаторной системы, состоящей из амин-С18-гликоль-(2ЕО)-эфира/спирт С1214-гликоль-(3ЕО)-эфира карбоновой кислоты, удалось сохранить стабильность в течение более чем 16 часов как при комнатной температуре, так и при 70°С.

Этого невозможно достичь при использовании отдельных компонентов, описанных как Эмульгатор 3 и Эмульгатор 4, а также при использовании Эмульгатора 1.

Пример 2

Буровую жидкость на основе сложного метилового эфира жирных кислот рапсового масла приготовили так, как описано в Примере 1. При выборе эмульгаторной системы, состоящей из амин-С18-гликоль-(2ЕО)-эфира/спирт С1214-гликоль-(5ЕО)-эфира карбоновой кислоты, удалось сохранить стабильность, необходимую для данной прикладной задачи, в течение более чем 16 часов как при комнатной температуре, так и при 70°С.

Пример 3

Буровую жидкость на основе сложного метилового эфира жирных кислот рапсового масла приготовили так, как описано в Примере 1. При выборе эмульгаторной системы, состоящей из амин-С18-гликоль-(2ЕО)-эфира/молочной кислоты, удалось сохранить стабильность, необходимую для данной прикладной задачи, в течение более чем 16 часов как при комнатной температуре, так и при 70°С.

Пример 4

Буровую жидкость на основе парафинового масла (стандартное техническое масло с низким содержанием ароматических веществ) приготовили так, как описано в Примере 1. При выборе эмульгаторной системы, состоящей из амин-С12-гликоль-(2ЕО)-эфира/спирт-С1618-гликоль-(2ЕО-2РО)-эфира карбоновой кислоты, удалось сохранить стабильность, необходимую для данной прикладной задачи, в течение более чем 16 часов как при комнатной температуре, так и при 70°С.

Пример 5

С целью изучения свойств текучести на холоде тяжелых сырых нефтей и исключительно тяжелых сырых нефтей, обеспечиваемых при добавлении эмульгаторной системы и воды, использовали следующую модельную жидкость, состоявшую из:

- MERKUR WOP 240 (минеральное масло, содержащее 30% связанной с нафтенами холодной воды и 70% парафинов, из которых 80% являются изо-парафинами и 20% н-парафинами),

- PARAFOL 22-95 - н-докозан (не менее 95%),

- PARAFOL 18-97 - н-октадекан (не менее 97%),

- SASOLWAX 3971 - изо-парафин (от С24 до С80) (микрокристаллический воск),

имевшую следующий состав:

Состав композиции, являющейся эмульсией типа «вода в масле»:

Эмульгатор добавили к масляной фазе. После этого при осторожном перемешивании добавили воду, спонтанно получив эмульсию, обнаружившую следующие значения вязкости при различных температурах.

Вязкость измеряли с использованием системы «конус-плита» Haake Mars 2 (35/2°) при скорости сдвига, равной 10/с.

1. Композиция для применения в или в качестве буровой жидкости типа «вода в масле», содержащая:

(A) одно или более первичных, вторичных или третичных алкоксилированных соединений аминов;

(B) одно или более соединений карбоновых кислот, выбранных из одного или более представителей группы эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с моноспиртами и эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с полиолами;

(C) масло, являющееся текучим по меньшей мере при 25°C;

(F) воду,

причем композиция дополнительно содержит соли, растворенные в воде (F) в концентрации более 1 мас.%, и композиция является эмульсией типа «вода в масле», в которой масло (С) образует непрерывную фазу, а вода (F) образует дисперсную фазу.

2. Композиция для улучшения свойств текучести на холоде сырой нефти, содержащая:

(A) одно или более первичных, вторичных или третичных алкоксилированных соединений аминов;

(B) одно или более соединений карбоновых кислот, выбранных из одного или более представителей группы эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с моноспиртами и эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с полиолами;

(C) масло, являющееся текучим по меньшей мере при 25°C;

(F) воду,

причем композиция дополнительно содержит соли, растворенные в воде (F) в концентрации более 1 мас.%, и композиция является эмульсией типа «вода в масле», в которой масло (С) образует непрерывную фазу, а вода (F) образует дисперсную фазу.

3. Композиция по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что эфиры полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с моноспиртами (y=1) и/или полиолами (y>1) имеют общую формулу

R3-[-O-(Z)p-E]y,

в которой R3 обозначает углеводородный радикал, содержащий от 1 до 24 атомов углерода, предпочтительно - от 8 до 18 атомов углерода, и наиболее предпочтительно - от 12 до 24 атомов углерода,

Z обозначает алкоксилатные группы -CH2-CHR2-O- или -CHR2-CH2-O-, которые могут быть одинаковыми или различными при каждом p,

R2 обозначает Н, метильную группу или этильную группу, которые могут быть одинаковыми или различными при каждом p,

Е обозначает -СН2-СООН,

p обозначает среднечисленное значение, лежащее в диапазоне от больше 0 до 15, и в частности - от 1 до 8, и

y равно 1, 2, 3, 4, 5 или 6.

4. Композиция по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что соединения аминов имеют следующую общую формулу

R1-N(-XnH)(-XmH) или (R1-)(R4-)N(-XnH),

в которой

каждый из радикалов R1, R4 обозначает углеводородный радикал, содержащий от 4 до 24 атомов углерода, или R1 и R4 необязательно образуют одно или более колец, содержащих в общей сложности от 4 до 24 атомов углерода,

X обозначает CH2-CHR2-O- или -CHR2-CH2-O-, которые могут быть одинаковыми или различными для каждого m и n,

R2 обозначает Н, метильную группу или этильную группу, которые могут быть одинаковыми или различными для каждого m и n,

n и m независимо друг от друга обозначают среднечисленные значения, лежащие в диапазоне от больше 0 до 30, предпочтительно - от больше 1 до 10, наиболее предпочтительно - от 1 до 6, и независимо от этого сумма n плюс m равна значению, лежащему в диапазоне от больше 0,5 до 30.

5. Композиция по п. 3, отличающаяся тем, что n+m+p лежит в диапазоне от 2 до 8 или n+p лежит в диапазоне от 2 до 8 для (R1-)(R4-)N(-XnH).

6. Композиция по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что соединение амина является алкоксилированным имидазолом или алкоксилированным пиперазином или алкоксилированным имидазолом или их смесью.

7. Композиция по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что масло (С) имеет температуру вспышки выше 60°C и наиболее предпочтительно - выше 70°C, которую измеряют при температурах выше 60°C и до 70°C согласно DIN 51755, а при температурах выше 70°C - согласно EN ISO 2719.

8. Композиция по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что масло (С) содержит углеводороды, сложные эфиры, спирты или их смеси, и углеводороды предпочтительно являются алифатическими или циклоалифатическими, а сложные эфиры предпочтительно являются этиловыми и/или метиловыми сложными эфирами С12-С22 жирных кислот.

9. Композиция по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что дополнительно содержит соли, растворенные в воде (F) в концентрации, превышающей 5 мас.%, предпочтительно - превышающей 15 мас.%, и наиболее предпочтительно - превышающей 20 мас.%.

10. Композиция по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что дополнительно содержит:

(D) один или более загустителей для загущения масла, предпочтительно выбранных из группы, включающей глины, полимеры, оксид алюминия и оксид кремния, и/или

(E) одну или более добавок, выбранных из группы, включающей галиды, сульфаты, карбонаты, гидрокарбонаты и гидроксиды щелочных и щелочноземельных металлов, а также оксиды железа.

11. Композиция по п. 10, отличающаяся тем, что

(D) загуститель является глиной, выбранной из бентонита, гекторита, аттапульгита и их смесей, предпочтительно модифицированной органическим веществом, и наиболее предпочтительно модифицированной жирным амином.

12. Композиция по п. 10, отличающаяся тем, что добавка

(E) является карбонатом кальция, сульфатом бария, оксидом железа(III) или их смесью и может иметь или не иметь форму минералов, содержащих вышеуказанные соединения.

13. Композиция по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что имеет значение pH в диапазоне от 3 до 11, предпочтительно - от 4 до 10.

14. Композиция по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что композиция содержит независимо друг от друга

(A) и (B) - от 0,05 мас.% до 10 мас.%, предпочтительно - от 0,1 мас.% до 5 мас.%, соединения амина (А) и соединения карбоновой кислоты (В),

(C) - от 5 мас.% до 50 мас.%, предпочтительно - от 10 мас.% до 20 мас.%, масла,

(D) - от 0,05 мас.% до 5 мас.%, предпочтительно - от 0,5 мас.% до 3 мас.%, загустителя

(E) - от 1 мас.% до 60 мас.%, предпочтительно - от 30 мас.% до 50 мас. %, добавки,

(F) от 2 мас.% до 50 мас.%, предпочтительно - от 2 мас. % до 40 мас.% или от 2 мас.% до 30 мас.%, воды.

15. Композиция по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что содержит соединение амина (А) и соединение карбоновой кислоты (В) в молярном отношении, лежащем в диапазоне от 1:1,5 до 0,5:1, предпочтительно - от 1:1,2 до 0,8:1, в пересчете на число аминных и карбоксильных функциональных групп в (А) и (В).

16. Способ бурения буровой скважины с использованием композиции, содержащей компоненты от (А) до (С) и (F), в частности - от (А) до (F) или от (А) до (D) и (F), по любому из пп. 1-15, в качестве буровой жидкости или части буровой жидкости, включающий стадию

- подачи буровой жидкости в буровую скважину во время операции бурения.

17. Способ по п. 16, отличающийся тем, что дополнительно включает стадии

- извлечения буровой жидкости, содержащей продукты бурения,

- отделения продуктов бурения от буровой жидкости, и

- возвращения буровой жидкости в буровую скважину за вычетом отделенных продуктов бурения, необязательно - после добавления одного или более дополнительных компонентов от (А) до (F) по любому из пп. 1-14.

18. Способ по п. 16 или 17, отличающийся тем, что дополнительно включает стадию

- извлечения буровой жидкости, содержащей продукты бурения;

- приведения буровой жидкости или ее части, необязательно - за вычетом продуктов бурения или части продуктов бурения, в контакт с основанием или кислотой для разрушения эмульсии типа «вода в масле» посредством задания значения pH ниже 3 или выше 11 с получением инвертированной эмульсии, являющейся эмульсией типа «масло в воде».

19. Способ по п. 18, отличающийся тем, что включает стадию воздействия на инвертированную эмульсию, являющуюся эмульсией типа «масло в воде», основанием или кислотой с заданием значения pH в диапазоне от 3 до 11 для получения эмульсии типа «вода в масле».

20. Способ по п. 17, отличающийся тем, что дополнительно включает стадию

приведения продуктов бурения в контакт с основанием или кислотой для разрушения эмульсии типа «вода в масле» посредством задания значения pH ниже 3 или выше 11 с получением промывочной жидкости и продуктов бурения без масла.

21. Применение композиции по любому из пп. 1-15 в качестве буровой жидкости или части буровой жидкости, в частности - при разработке нефтяных и газовых месторождений, в операциях геотермального бурения или в операциях бурения водяных скважин, в форме эмульсии типа «вода в масле».

22. Применение композиции по любому из пп. 1-15 в качестве эмульгатора типа «вода в масле».

23. Применение композиции, содержащей

(A) одно или более первичных, вторичных или третичных алкоксилированных соединений аминов;

(B) одно или более соединений карбоновых кислот, выбранных из одного или более представителей группы эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с моноспиртами и эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с полиолами;

(F) воду,

причем композиция дополнительно содержит соли, растворенные в воде (F) в концентрации более 1 мас.%, и композиция является эмульсией типа «вода в масле», в которой масло (С) образует непрерывную фазу, а вода (F) образует дисперсную фазу,

для повышения текучести тяжелых сырых нефтей или исключительно тяжелых сырых нефтей посредством формирования эмульсий типа «вода в масле» с пониженной вязкостью.

24. Применение композиции, состоящей из

(A) одного или более первичных, вторичных или третичных алкоксилированных соединений аминов;

(B) одного или более соединений карбоновых кислот, выбранных из одного или более представителей группы эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с моноспиртами и эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с полиолами,

в качестве эмульгаторной системы для получения эмульсий типа «вода в масле».



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к жидкостям для обслуживания ствола скважины. Неводная жидкость для обслуживания ствола скважины, содержащая добавку для снижения водоотдачи, где указанная добавка для снижения водоотдачи содержит продукт взаимодействия (i) функционального полимера, содержащего сополимер малеинового ангидрида, в котором содержание малеинового ангидрида составляет от около 10% до около 90%, и (ii) олигомерной жирной кислоты.

Изобретение относится к эксплуатации и ремонту нефтяных и газовых скважин. Устройство гидроударное для очистки ствола скважины от песчано-глинистой пробки состоит из разъемного корпуса, седла с продольными пазами, соединительного патрубка с кольцевым поршнем, размещенным в корпусе компенсатора, подпружиненного толкателя торцевого клапана со штоком и коронкой, гайки на нижнем конце разъемного корпуса.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора в процессе строительства скважины.

Изобретение относится к композициям и способам для обработки подземного пласта. Способ включает вытеснение первого флюида на углеводородной основе, присутствующего в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом, контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом с образованием третьего флюида, где второй флюид содержит водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество ПАВ на основе амина, выбранное так, что указанное контактирование протонирует, по меньшей мере, часть ПАВ с образованием третьего флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 об.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, присутствующих во флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5, а ПАВ имеет указанную структуру.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к способам вскрытия скважинами продуктивных горизонтов. Способ включает спуск в скважину колонны бурильных труб с долотом и контейнерами с манометрами.

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.
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.

Настоящее изобретение относится к способу цементирования трубы или оболочки в газовой скважине, который включает в себя: (а) ввод в ствол скважины цементирующего раствора, включающего в себя воду, цемент и метилгидроксиэтилцеллюлозу (МНЕС) и в котором количество МНЕС находится в интервале от 0,05 до 1,50 процентов по массе цемента, при этом плотность цементирующего раствора находится в интервале от 0,72 г/см3 (6,0 ppg) до 1,74 г/см3 (14,5 ppg), и (b) предоставление возможности раствору затвердеть в твердую массу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - замедление скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличение степени охвата обработкой пласта, предотвращение образования кольматирующих отложений с усиленным эффектом стабилизации железа, возможность использования для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными коллекторами.

Изобретение относится к обработке нефтедобывающих скважин, а именно к композициям, обеспечивающим деструкцию высоковязких жидкостей на водной основе, применяемых в гидравлическом разрыве пласта – ГРП.

Изобретение относится к вспененным тампонажным материалам, применяемым при креплении обсадных колонн. Технический результат: улучшение эксплуатационных характеристик пеноцементного тампонажного материала и повышение технологичности его использования, в частности: получение прочного и долговечного контакта пеноцемента с горной породой и обсадной колонной во всем интервале цементирования за счет улучшения прочностных показателей пеноцемента и повышения его однородности, снижение реологических и фильтрационных характеристик пеноцементного раствора, а также сокращение сроков схватывания.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к жидкостям для обслуживания скважин. Неводная жидкость для технического обслуживания скважин содержит реологический модификатор, где реологический модификатор содержит продукт реакции полисульфида, димерной кислоты и полифункционального амина, содержащего молекулу, имеющую по меньшей мере две аминные группы, причем неводная жидкость для технического обслуживания скважин содержит буровой раствор на углеводородной основе.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение селективности и глубины проникающей кислотной обработки пласта, повышение степени промывки призабойной зоны от продуктов реакции и загрязнителей, сокращение времени вывода скважины в режим.

Изобретение относится к гидравлическому разрыву подземного пласта. Предложен способ гидравлического разрыва подземного пласта, в котором осуществляют ввод в подземный пласт проппантной фазы, содержащей тонкоструктурную однородную пену, содержащую жидкость на водной основе с повышенной вязкостью, имеющую сверхлегкий проппант - СЛП, взвешенный в указанной жидкости, и газообразную среду, составляющую по меньшей мере около 85 об.% комбинации газообразной среды и жидкости на водной основе в тонкоструктурной однородной пене, где диаметр пузырьков в по меньшей мере 70% объема газа тонкоструктурной однородной пены меньше чем или равен 0,18 мм, и проппантную фазу вводят в подземный пласт под давлением, достаточным для образования или расширения трещины.

Настоящее изобретение относится к синтетическому цементу, который содержит монофункциональный мономер с низкой вязкостью, дициклопентадиениловый фрагмент, который имеет боковые группы, подверженные свободнорадикальному взаимодействию, 1,3-бутиленгликольдиметакрилат, ненасыщенный стироловый блок-сополимер и пероксидный отвердитель.

Настоящее изобретение относится к модифицированному проппанту и его применению при гидравлическом разрыве подземного пласта. Модифицированный проппант содержит частицу субстрата проппанта, покрытую гидрогелем полимера, где указанная частица содержит покрытый смолой проппант и усилитель адгезии, скрепляющий их.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин. Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин заключается в том, что в нефтяную добывающую скважину закачивают два реагента. При этом в качестве реагентов используют гранулированный магний, затворенный на безводной нефти в соотношении 50 кг Mg на 1 м3 безводной нефти, и раствор соляной кислоты с концентрацией 24%. При этом вначале в нефтяную добывающую скважину закачивают гранулированный магний, затворенный на безводной нефти. После чего создают промежуточный буфер, закачивая в нефтяную добывающую скважину 0,3 м3 товарной нефти. Затем через промежуточный буфер закачивают раствор соляной кислоты под давлением 20-70 атм. При этом мольное соотношение магния и соляной кислоты обеспечивают в пределах от 1:2,25 до 1:2,70. Техническим результатом является повышение эффективности снижения уровня выноса песка. 1 пр., 4 ил.

Настоящее изобретение относится к композиции, содержащей соединения аминов, и их применению в буровых жидкостях. Композиция для применения в или в качестве буровой жидкости типа «вода в масле», содержащая: одно или более первичных, вторичных или третичных алкоксилированных соединений аминов, одно или более соединений карбоновых кислот, выбранных из одного или более представителей группы эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с моноспиртами и эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с полиолами, масло, являющееся текучим по меньшей мере при 25°C, воду и дополнительно соли, растворенные в воде в концентрации более 1 мас., и композиция является эмульсией типа «вода в масле», в которой масло образует непрерывную фазу, а вода образует дисперсную фазу. Композиция для улучшения свойств текучести на холоде сырой нефти, содержащая: одно или более первичных, вторичных или третичных алкоксилированных соединений аминов, одно или более соединений карбоновых кислот, выбранных из одного или более представителей группы эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с моноспиртами и эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с полиолами, масло, являющееся текучим по меньшей мере при 25°C, воду и дополнительно соли, растворенные в воде в концентрации более 1 мас., и композиция является эмульсией типа «вода в масле», в которой масло образует непрерывную фазу, а вода образует дисперсную фазу. Способ бурения буровой скважины с использованием композиции, содержащей компоненты от до и, в частности - от до или от до и, по любому из пп. 1-15, в качестве буровой жидкости или части буровой жидкости, включающий стадию подачи буровой жидкости в буровую скважину во время операции бурения. Применение указанной выше композиции в качестве буровой жидкости или части буровой жидкости, в частности - при разработке нефтяных и газовых месторождений, в операциях геотермального бурения или в операциях бурения водяных скважин, в форме эмульсии типа «вода в масле». Применение указанной выше композиции в качестве эмульгатора типа «вода в масле». Применение указанной композиции, содержащей компоненты,, и дополнительно соли, растворенные в в концентрации более 1 мас., и композиция является эмульсией типа «вода в масле», в которой образует непрерывную фазу, а образует дисперсную фазу, для повышения текучести тяжелых сырых нефтей или исключительно тяжелых сырых нефтей посредством формирования эмульсий типа «вода в масле» с пониженной вязкостью. Применение композиции, состоящей из,, в качестве эмульгаторной системы для получения эмульсий типа «вода в масле». Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат – улучшение рабочих характеристик и повышение экологической приемлемости. 7 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 пр., 8 табл.

Наверх