Композиция буровой текучей среды и способ бурения, пригодные для уменьшения отложения битума на компонентах бура

Группа изобретений относиться к нефтедобыче. Технический результат - уменьшение налипание битума и/или тяжелых нефтяных материалов на металлические поверхности, такие как буровые головки, бурильная колонна, обсадная колонна и тому подобное, хорошая способность к биологическому разложению и низкая токсичность для водных организмов добавки против образования. Буровая текучая среда на водной основе содержит добавку против образования отложений и, необязательно, агент увеличения вязкости. Добавка против образования отложений содержит: i) от 5 до 50 частей по массе пропоксилированного спирта формулы RO-(PO)x-H (I), где R представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов, и x составляет от 1 до 10, и ii) от 50 до 95 частей по массе пропоксилированного и этоксилированного спирта формулы R1O-(PO)y-(EO)z-H (II), где R1 представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов, y составляет от 2 до 10 и z составляет от 3 до 20, где части по массе приведены в расчете на общую массу пропоксилированного спирта i и пропоксилированного и этоксилированного спирта ii, и EO и PO обозначают этиленоксидные и пропиленоксидные звенья соответственно. 4 н. и 3 з.п. ф-лы, 5 ил., 2 табл., 4 пр.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к текучим средам, применяемым для бурения и заканчивания нефтяных скважин и, в частности, к таковым, пригодным для сдерживания отложения нефтяной смолы/битума на металлических поверхностях.

Уровень техники

Процесс бурения скважины в грунте для извлечения природного ресурса требует текучей среды для удаления выбуренной породы из ствола скважины, контроля пластовых давлений и поддержания стабильности скважины. Бурение через пласты нефтяных песков приводит к проблемному отложению нефтяной смолы на бурильном устройстве. Отложение битума на металлических поверхностях вредит операциям бурения, закупоривая вибрационные сита, забивая центрифуги и буровые головки, увеличивая вращающий момент и трение и вызывая прихват трубы или обсадной колонны. Стандартные практики бурения через пласты нефтяных песков, которые обычно являются неконсолидированными, могут также вести к проблемам неустойчивости скважины.

В буровых текучих средах для бурения через пласты, содержащие битум, использовали добавки, такие как растворители, поверхностно-активные вещества и агенты увеличения вязкости. В дополнение или альтернативно, буровые текучие среды охлаждали для сдерживания отложения и повышения устойчивости скважины. Однако данные добавки и/или способы предшествующего уровня техники, служащие для уменьшения отложения битума, страдают одним или более недостатками или являются неэффективными. Желательной является эффективная добавка для очистки и воспрепятствования образованию отложения битума и других текучих сред или твердых веществ в бурильном оборудовании и на нем, в частности, добавка, демонстрирующая хорошую способность к биологическому разложению и низкую токсичность для водных организмов.

Сущность изобретения

Настоящее изобретение относится к такой добавке против образования отложений. В одном варианте осуществления настоящее изобретение относится к добавке против образования отложений, содержащей:

i) от 5 до 50 частей по массе пропоксилированного спирта формулы:

RO-(PO)x-H (I),

где

R представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов, предпочтительно от 8 до 10 углеродов, предпочтительнее, независимо, 2-этилгексил или 2-пропилгептил,

и

x составляет от 1 до 10, предпочтительно от 3 до 7, предпочтительнее 5,

и

ii) от 95 до 50 частей по массе пропоксилированного и этоксилированного спирта формулы:

R1O-(PO)y-(EO)z-H (II),

где

R1 представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов, предпочтительно от 8 до 10 углеродов, предпочтительнее, независимо, 2-этилгексил или 2-пропилгептил,

y составляет от 2 до 10, предпочтительно от 3 до 7 и предпочтительнее 5

и

z составляет от 3 до 20, предпочтительно от 5 до 10,

где части по массе приведены в расчете на общую массу пропоксилированного спирта i и пропоксилированного и этоксилированного спирта ii, и EO и PO обозначают этиленоксидные и пропиленоксидные звенья, соответственно.

Другой вариант осуществления настоящего изобретения относится к буровой текучей среде на водной основе, содержащей добавку против образования отложений, раскрытую здесь выше, предпочтительно содержащей один или более из следующих компонентов: агент увеличения вязкости, добавку для снижения водоотдачи, смазку, агент для контроля пенообразования, утяжелитель, соль или поверхностно-активное вещество.

Другой вариант осуществления настоящего изобретения относится к способу бурения ствола скважины через пласт, включающему в себя стадии:

a) эксплуатации буровой компоновки для бурения ствола скважины;

и

b) циркуляции буровой текучей среды на водной основе через ствол скважины по мере его бурения, причем буровая текучая среда на водной основе содержит добавку против образования отложений, раскрытую здесь выше.

Другой вариант осуществления настоящего изобретения относится к способу ограничения отложения на металлических поверхностях, контактирующих с пластом, содержащим битуминозный песок, причем способ включает в себя стадию промывки металлических поверхностей буровой текучей средой на водной основе, содержащей добавку против образования отложений, раскрытую здесь выше.

Другой вариант осуществления настоящего изобретения относится к способу удаления отложения с металлических поверхностей, контактирующих с пластом, содержащим битуминозный песок, включающему в себя стадию промывки металлических поверхностей буровой текучей средой на водной основе, содержащей добавку против образования отложений, раскрытую здесь выше.

Краткое описание чертежей

На Фиг. 1-4 представлены фотографии, показывающие результаты испытаний на отложение битума на металлических поверхностях.

На Фиг. 5 представлена фотография, показывающая результаты вымывания из битуминозных песков различными добавками против образования отложений.

Подробное описание изобретения

Для применения в пластах, несущих тяжелую нефть, также называемую битумом или нефтяной смолой, в изобретении предлагаются добавка против образования отложений, буровая текучая среда на водной основе и способ бурения ствола скважины. Добавка против образования отложений, буровая текучая среда и способ подходят для применения с целью ограничения и, возможно, удаления отложения нефтяной смолы на металлических поверхностях и/или для поддержания устойчивости ствола скважины; буровая текучая среда может содержать стандартные агенты увеличения вязкости и другие химикаты, используемые в буровых текучих средах. Следовательно, буровая текучая среда и способ могут являться экологичными и экономичными. Авторы изобретения обнаружили, что смесь, содержащая пропоксилированный спирт и пропоксилированный и этоксилированный спирт, неожиданно представляет собой эффективную добавку против образования отложений. Пропоксилированные спирты и пропоксилированные и этоксилированные спирты являются известными, смотри, например, патент США 5705476.

Подходящие пропоксилированные спирты, пригодные для применения в предлагаемой в настоящем изобретении добавке против образования отложений имеют формулу:

RO-(PO)x-H (I),

где R представляет собой предпочтительно линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов, предпочтительно от 8 до 10 углеродов, и предпочтительнее 2-этилгексил или 2-пропилгептил;

x представляет собой целое число от 1 до 10, предпочтительно от 3 до 7 и предпочтительнее 5;

и

PO обозначает пропиленоксидное звено.

Подходящие пропоксилированные и этоксилированные спирты, пригодные для применения в предлагаемой в настоящем изобретении добавке против образования отложений имеют формулу:

R1O-(PO)y-(EO)z-H (II),

в которой R1 представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов, предпочтительно от 8 до 10 углеродов, и предпочтительнее 2-этилгексил или 2-пропилгептил;

y составляет от 2 до 10, предпочтительно от 3 до 7 и предпочтительнее 5;

z составляет от 3 до 20, предпочтительно от 5 до 10;

и

EO и PO обозначают этиленоксидные и пропиленоксидные звенья, соответственно.

Предпочтительно, пропоксилированный спирт I присутствует в количестве от 5 до 50 частей по массе, а пропоксилированный и этоксилированный спирт II присутствует в количестве от 95 до 50 частей по массе, причем части по массе приведены в расчете на общую массу пропоксилированного спирта I и пропоксилированного и этоксилированного спирта II. Предпочтительнее, пропоксилированный спирт I присутствует в количестве от 10 до 30 частей по массе, а пропоксилированный и этоксилированный спирт II присутствует в количестве от 90 до 70 частей по массе, причем части по массе приведены в расчете на общую массу пропоксилированного спирта I и пропоксилированного и этоксилированного спирта II.

Один вариант осуществления настоящего изобретения относится к буровой текучей среде на водной основе, содержащей добавки против образования отложений, описанные здесь выше. В предпочтительном варианте осуществления водная жидкость представляет собой воду, типично пресную воду, но, альтернативно, рассольную воду или пластовую воду (то есть воду, естественным образом встречающуюся в пласте, через который пробуривается скважина).

Предпочтительно, добавка против образования отложений присутствует в буровой текучей среде на водной основе в количестве, равном либо превышающем 0,01 массового процента, и предпочтительнее в количестве, равном либо превышающем 0,1 массового процента, причем массовый процент приведен в расчете на общую массу водной буровой текучей среды. Предпочтительно, добавка против образования отложений присутствует в буровой текучей среде на водной основе в количестве, равном либо меньшем 10 массовых процентов, и предпочтительнее в количестве, равном либо меньшем 1 массового процента, причем массовый процент приведен в расчете на общую массу водной буровой текучей среды.

Другой вариант осуществления настоящего изобретения относится к буровой текучей среде на водной основе, содержащей добавки против образования отложений, описанные здесь выше, и агент увеличения вязкости. Агенты увеличения вязкости обеспечивают буровой текучей среде на водной основе несущую способность. Агенты увеличения вязкости, например, увеличивают вязкость буровой текучей среды, так что она может переносить выбуренную породу вместе с потоком буровой текучей среды и суспендировать выбуренную породу и утяжелители в ходе периодов отсутствия циркуляции. Агенты увеличения вязкости могут также содействовать снижению потери текучей среду путем воспрепятствования инфильтрации текучей среды в пласт. Агенты увеличения вязкости могут предотвращать осаждение или переосаждение битума на металлических поверхностях, суспендируя частицы нефтяной смолы и битуминозного песка в текучей среде. Некоторые общеизвестные агенты увеличения вязкости, подходящие для применения в вариантах осуществления настоящей буровой текучей среды, могут включать в себя, например, любой из следующих: глину, ксантановую камедь, велановую камедь, склероглюкан, гуаровую камедь, природные органические полимеры, синтетические полимеры, ГЭЦ (гидроксиэтилцеллюлозу), ПАЦ (полианионную целлюлозу), полиакрилаты, этиленоксидные полимеры или смеси названных агентов.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения буровая текучая среда на водной основе может содержать агент увеличения вязкости в количестве от 0,1 до 10 процентов по массе в расчете на общую массу буровой текучей среды на водной основе.

Предлагаемая в настоящем изобретении буровая текучая среда на водной основе может также содержать одну или более дополнительных добавок к буровой текучей среде, используемых в таких композициях, например, один или более из следующих компонентов: добавку для снижения водоотдачи, смазку, агент для контроля пенообразования, утяжелитель, соль или поверхностно-активное вещество. Данные дополнительные добавки могут быть добавлены к буровой текучей среде непосредственно в баки при приготовлении текучей среды и, альтернативно или дополнительно, могут быть добавлены только путем нанесении на металлические поверхности, такие как вибрационные сита и так далее, на поверхности, поступая, тем самым, в поток буровой текучей среды.

Предлагаемая в настоящем изобретении буровая текучая среда на водной основе может также включать в себя, если того желают, смазку. Смазка может действовать путем размягчения нефтяной смолы и обеспечения смазывающего действия с целью содействия бурению и продвижению хвостовиков в длинные горизонтальные участки ствола скважины. Смазка может быть неионной. Растительные масла с высокой точкой вспышки, такие как масла, имеющие точку вспышки более 148°C, могут находить некоторое применение в настоящих текучих средах. Подходящие для применения смазки могут включать в себя, например, метиловые эфиры жирных кислот, например, с ГЛБ (гидрофильно-липофильным балансом) равным примерно 6, такие так общедоступное соевое масло, например, коммерчески доступное как продукты SoyClear™ от AG Environmental Products, LLC, или продукты Oleocal™ от Lambent Technologies Corp., или каноловое масло, дизельное масло, длинноцепочечные спирты, минеральные масла и смеси названных.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения буровая текучая среда на водной основе может содержать смазку в количестве 0,5-15 процентов по массе в расчете на общую массу буровой текучей среды на водной основе.

В буровой текучей среде на водной основе также могут быть использованы добавки для снижения водоотдачи для того, чтобы содействовать предотвращению проникновения буровой текучей среды в пористые подземные пласты под воздействием температуры и давления. Некоторые общепринятые добавки для снижения водоотдачи включают в себя, например, крахмалы, ПАЦ, КМЦ (модифицированную карбоксиметилцеллюлозу) или смеси данных соединений. Некоторые из данных химикатов могут также иметь функцию повышения вязкости.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения буровая текучая среда на водной основе может содержать добавку для снижения водоотдачи в количестве от 0,1 до 10 процентов по массе в расчете на общую массу буровой текучей среды на водной основе.

Буровая текучая среда может содержать различные агенты для контроля пенообразования, такие как пеногасители на спиртовой основе и силиконовой основе, принадлежащие к типам, известным в области изобретения.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения буровая текучая среда на водной основе может содержать агент для контроля пенообразования в количестве от 0,01 до 5 процентов по массе в расчете на общую массу буровой текучей среды на водной основе.

Буровая текучая среда может содержать различные утяжелители, чтобы увеличить плотность буровой текучей среды. В общем, утяжелители представляют собой инертные, имеющие высокую плотность твердые материалы в форме частиц. Примеры утяжелителей включают в себя следующие, но не ограничены ими: барит, гематит, оксид железа, карбонат магния, карбонат кальция или сочетания данных соединений.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения буровая текучая среда на водной основе может содержать утяжелитель в количестве от 0,5 до 20 процентов по массе в расчете на общую массу буровой текучей среды на водной основе.

Буровая текучая среда может содержать различные тампонирующие агенты для того, чтобы закупоривать поры подземных пластов, с которыми контактируют буровые текучие среды. Данные агенты отличаются распределением частиц по размеру, которое может приводить к достаточной закупорке подземных пор. Примеры тампонирующих агентов включают в себя следующие, но не ограничены ими: карбонат кальция, полимеры, волокнистые материалы, материалы на основе углеводородов или сочетания данных соединений.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения буровая текучая среда на водной основе может содержать тампонирующий агент в количестве от 0,5 до 15 процентов по массе в расчете на общую массу буровой текучей среды на водной основе.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения буровая текучая среда на водной основе может содержать соль. Добавление соли может повышать способность агента увеличения вязкости к полной гидратации и к обеспечению более высокой вязкости. Примеры солей, которые могут быть использованы в предлагаемой в настоящем изобретении буровой текучей среде на водной основе, включают в себя следующие, но не ограничены ими: сульфат калия, сульфат аммония, хлорид кальция, ацетат калия, хлорид калия или их смеси.

Если соль включена в состав предлагаемой в настоящем изобретении буровой текучей среды на водной основе, она должна присутствовать в количестве, превышающем ноль, но равном, либо меньшем 20 процентов по объему.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения буровая текучая среда на водной основе содержит поверхностно-активное вещество, которое, прежде всего, служит содействию в диспергировании глины и других твердых частиц в текучей среде, не создавая экологических или связанных с утилизацией проблем. Соответственно, поверхностно-активные вещества, использованные в настоящих буровых текучих средах на водной основе, представляют собой по существу любой нетоксичный, водорастворимый агент, подходящий для применения в буровых текучих средах на водной основе, который совместим с другими компонентами и действует с целью диспергирования твердых веществ в текучей среде. Подходящие поверхностно-активные вещества включают в себя следующие, но не ограничены ими: этоксилаты спиртов, алкоксилаты спиртов, этоксилаты алкилфенолов, алкоксилаты алкилфенолов, этоксилаты алкиламинов, алкоксилаты алкиламинов, алкилполиглюкозиды, алкилбензолсульфонаты, сульфаты простых алкилэфиров, алкилнафталинсульфонаты, лигносульфонаты, альфа-олефинсульфонаты и тому подобное.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения буровая текучая среда на водной основе может содержать поверхностно-активное вещество в количестве от 0,01 до 10 процентов по массе в расчете на общую массу буровой текучей среды на водной основе.

Добавка против образования отложений и буровая текучая среда на водной основе, содержащая указанную добавку против образования отложений, подходят для применения с целью воспрепятствования отложению нефтяной смолы на металлических поверхностях. В одном аспекте добавка против образования отложений и буровая текучая среда на водной основе, содержащая указанную добавку против образования отложений, могут быть использованы в способе бурения ствола скважины через пласт, содержащий нефтяной песок. В таком способе при отсутствии настоящей добавки против образования отложений нефтяная смола и выбуренная порода могут налипать в виде отложений на металлические поверхности буровой компоновки и металлические поверхности в стволе скважины, такие как хвостовики и обсадные колонны. Таким образом, настоящий способ включает в себя циркуляцию описанной выше буровой текучей среды на водной основе во время эксплуатации буровой компоновки по бурению ствола скважины.

В другом аспекте настоящего изобретения добавка против образования отложений и буровая текучая среда на водной основе, содержащая указанную добавку против образования отложений, могут быть использованы для удаления существующих отложений на металлических поверхностях путем циркуляции через ствол скважины или промывки поверхностных систем ствола скважины. Удаление отложений может требовать промывки в течение некоторого времени для того, чтобы удалить желаемое количество отложений.

Буровая текучая среда на водной основе может быть вновь повторно использована путем простого удаления выбуренной породы, которую она содержит.

Будет понятно, что буровая компоновка может включать в себя, например, буровую головку и, возможно, другие режущие поверхности, бурильную колонну, хвостовики для ствола скважины, обсадные колонны и различные контролирующие и отслеживающие вспомогательные элементы.

Будет также понятно, что может отсутствовать необходимость в использовании одного и того же бурового раствора в ходе всей операции бурения. Например, буровой раствор, выбранный для контроля отложений, может не требоваться в ходе бурения через перекрывающие породы. Способ, использующий предлагаемую в настоящем изобретении буровую текучую среду на водной основе, особенно подходит для применения в ходе бурения, при котором получается выбуренная порода нефтяных песков, и весьма подходит для применения, когда имеется более частый контакт между металлическими поверхностями или металлическими поверхностями и стеной ствола скважины, в таких случаях, как, например, в ходе бурения наклонного участка и горизонтального участка ствола скважины.

Когда в ходе бурения с использованием буровой текучей среды на водной основе по настоящему изобретению отложения осаждаются в нежелательной степени, композиция может быть отрегулирована, например, с целью увеличения содержания одной или более дополнительных добавок, чтобы воспрепятствовать дополнительным нежелательным количествам отложения и, возможно, удалить, по меньшей мере в некоторой степени, данные уже осажденные отложения.

Примеры

Оценка отложения битума на металлической поверхности в присутствии добавок против образования отложений

Ниже приведено описание исходных материалов, использованных в примерах с 1 по 3 и сравнительном примере A.

A-AA-1 представляет собой добавку против образования отложений, содержащую 22 массовых процента C8H16O (PO)5 и 78 массовых процентов C8H16O (PO)5 (EO)8;
A-AA-2 представляет собой добавку против образования отложений, содержащую 13 массовых процентов C8H16O (PO)5 и 87 массовых процентов C8H16O (PO)5 (EO)10
Ксантановая камедь доступна от Aldrich;
Битум продут партии № 5, получен от Syncrude/Canmet;
Металлическая пластинка
для испытаний
представляет собой оцинкованную накладную скрепу с отверстиями, имеющую размер 76 мм × 15 мм, доступную от Lowe's производства Stanley (S839-142/DPB118).

К 200 граммам водного раствора ксантановой камеди с концентрацией 0,4 процента, находящегося в круглодонной колбе на 500 мл, добавляют 30 грамм битума. Колбу затыкают стеклянной пробкой, а затем интенсивно встряхивают руками в течение 3-5 минут, чтобы разбить битумный шарик и вызвать диспергирование битума в растворе. Добавки против образования отложений добавляют после встряхивания. После добавления добавок колбу вращают на роторном испарителе при 120 об/мин в течение 30 минут, чтобы добиться растворения добавок. Металлическую пластинку для испытаний промывают ацетоном и водой, сушат на воздухе при комнатной температуре и осторожно помещают в колбу. Колбу, содержащую металлическую пластинку для испытаний, закрепляют на роторном испарителе и вращают при 20 об/мин при комнатной температуре в течение 60 минут. Затем колбу снимают с роторного испарителя и осторожно извлекают из колбы металлическую пластинку для испытаний, используя покрытое тефлоном магнитное приспособление для извлечения. Металлическую пластинку для испытаний помещают в шестиугольную полистирольную чашку для взвешивания объемом 50 мл от VWR таким образом, что один конец плоской пластинки для испытаний касается донной стороны чашки, а противоположная верхняя кромка чашки поддерживает на себе пластинку для испытаний вблизи другого конца. Результатом этого было то, что пластинка для испытаний покоилась в чашке под углом примерно 30 градусов. Пластинку для испытаний в чашке для взвешивания оставляют в покое в вытяжном шкафу в окружающих условиях на 2 часа, чтобы дать стечь слабо сцепившемся с ней раствору и битуму. Фотографирование пластинки для испытаний производят с той стороны, на которой имелось больше сцепившегося битума. Оценивают процент покрытой битумом площади. Композиции примеров с 1 по 3 и сравнительного примера A показаны в Таблице 1.

Таблица 1
Сравнительный пример A Пример 1 Пример 2 Пример 3
A-AA-1, г 1 0,5
A-AA-2, г 1
0,4% водный раствор ксантановой камеди, г 200 200 200 200
Битум, г 30 30 30 30

На Фиг. 1 представлена фотография сравнительного примера A. Видно, что поверхность металлической пластинки для испытаний почти полностью покрыта толстым слоем битума.

На Фиг. 2 представлена фотография примера 1. Видно, что большая часть поверхности металлической пластинки для испытаний свободна от остатка битума.

На Фиг. 3 представлена фотография примера 2. Видно, что большая часть поверхности металлической пластинки для испытаний свободна от остатка битума.

На Фиг. 4 представлена фотография примера 3. Видно, что большая часть поверхности металлической пластинки для испытаний свободна от остатка битума.

Способность к биологическому разложению

A-AA-1 и A-AA-2 способны к легкому биологическому разложению (>60% в течение 28 дней) согласно испытанию OECD 301F.

Токсичность для водных организмов

Токсичность для водных организмов составляет 10-100 мг/л при измерении согласно OECD, инструкция 202, в остром иммобилизационном тесте в отношении Daphnia sp.

Данные по токсичности для водных организмов и способности к биологическому разложению соответствуют требованиям CLEANGREDIENTS™.

Вымывание нефти из битуминозных песков различными агентами против образования отложений

Ниже приведено описание исходных материалов, использованных в примере 4 и сравнительных примерах с B по D.

Этоксилированный 2-пропилгептанол доступен как LUTENSOL™ XP-70 от BASF;
Этоксилированный 2,6,8-триметил-4-нонанол доступен как TERGITOL™ TMN-6 от Dow Chemical Company;
Этоксилированные вторичные C12-C14-спирты доступны как TERGITOL 15-S-7 от Dow Chemical Company; и
Битуминозный песок получен из нефтяного месторождения в Альберте, Канада.

В круглую широкогорлую стеклянную бутыль на 120 мл отвешивают 0,5 г агента против образования отложений, а затем добавляют в нее 99,5 г воды. В бутыль вносят покрытый тефлоном магнитный мешальник длиной 3/4 дюйма и перемешивали раствор в течение 2 часов, чтобы обеспечить полное растворение добавки. К раствору добавляют 5,0 грамм битуминозного песка и затыкают бутыль. Все образцы готовят одинаковым образом и помещают на многоместную магнитную мешалку для перемешивания при 500 об/мин в течение 6 часов при комнатной температуре. Мешалку выключают и оставляют образцы в покое на плите при комнатной температуре в течение 2 дней. Производят фотографирование и визуально сравнивают и субъективно классифицируют количество нефти на кромке поверхности: 1=нефть не обнаруживается на кромке поверхности; 2=дискретные нефтяные точки на кромке поверхности; 3=сплошные нефтяные точки на кромке поверхности; 4=толстая нефтяная линия на кромке поверхности; и 5=широкая нефтяная полоса на стенке бутыли на кромке поверхности.

A-AA-1, LUTENSOL™ XP-70, TERGITOL TMN-6 и TERGITOL 15-S-7, все, имеют точку помутнения между 30°C и 40°C в растворе в деионизированной воде с содержанием 1 массовый процент.

На Фиг. 5 показано количество нефти на кромке поверхности. Как видно, наименьшее количество нефти на кромке поверхности имеется в случае примера 4, за которым следует образец со сравнительным примером B. Значительно больше нефти наблюдается на кромке поверхности раствора в бутыли в случае сравнительных примеров как C, так и D. Результаты демонстрируют, что агент против образования отложений настоящего изобретения вымывает меньше нефти из битуминозных песков по сравнению с известными агентами против образования отложений на основе поверхностно-активных веществ. Это полезно с практической точки зрения для облегчения удаления выбуренной породы на поверхность и для сведения к минимуму повреждения ствола скважины.

Таблица 2
Пример 4 Сравни-тельный пример B Сравни-тельный пример C Сравни-тельный пример D
A-AA-1, г 0,5
Этоксилиро-ванный 2-пропилгептанол, г 0,5
Этоксилиро-ванный 2,6,8-триметил-4-нонанол, г 0,5
Этоксилиро-ванные вторичные C12-C14-спирты, г 0,5
Деионизиро-ванная вода, г 99,5 99,5 99,5 99,5
Битуминозный песок, г 5 5 5 5
Ранг по количеству нефти на поверхности 2 3 5 5

1. Буровая текучая среда на водной основе, содержащая добавку против образования отложений и, необязательно, агент увеличения вязкости,

в которой добавка против образования отложений содержит:

i) от 5 до 50 частей по массе пропоксилированного спирта формулы:

RO-(PO)x-H (I),

где R представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов, и x составляет от 1 до 10,и

ii) от 50 до 95 частей по массе пропоксилированного и этоксилированного спирта формулы:

R1O-(PO)y-(EO)z-H (II),

где R1 представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов, y составляет от 2 до 10 и z составляет от 3 до 20, где части по массе приведены в расчете на общую массу пропоксилированного спирта i и пропоксилированного и этоксилированного спирта ii, и EO и PO обозначают этиленоксидные и пропиленоксидные звенья соответственно.

2. Буровая текучая среда на водной основе по п.1, дополнительно содержащая один или более из компонентов: добавку для снижения водоотдачи, смазку, агент для контроля пенообразования, утяжелитель, соль или поверхностно-активное вещество.

3. Буровая текучая среда на водной основе по п.1, в которой R и R1 в пропоксилированных и этоксилированных спиртах формул (I) и (II) независимо представляют собой линейный или разветвленный C8-C10-алкил.

4. Буровая текучая среда на водной основе по п.1, в которой R и R1 в пропоксилированных и этоксилированных спиртах формул (I) и (II) независимо представляют собой 2-этилгексил или 2-пропилгептил и x и y составляют 5 и z составляет от 5 до 10.

5. Способ бурения ствола скважины через пласт, включающий в себя стадии:

a) эксплуатации буровой компоновки для бурения ствола скважины;

и

b) циркуляции буровой текучей среды на водной основе через ствол скважины по мере его бурения, причем буровая текучая среда на водной основе содержит добавку против образования отложений, содержащую:

i) от 5 до 50 частей по массе пропоксилированного спирта формулы:

RO-(PO)x-H (I),

где R представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов,

и

x составляет от 1 до 10,

и

ii) от 50 до 95 частей по массе пропоксилированного и этоксилированного спирта формулы:

R1O-(PO)y-(EO)z-H (II),

где R1 представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов,

y составляет от 2 до 10

и

z составляет от 3 до 20,

где части по массе приведены в расчете на общую массу пропоксилированного спирта i и пропоксилированного и этоксилированного спирта ii, и EO и PO обозначают этиленоксидные и пропиленоксидные звенья соответственно.

6. Способ ограничения отложения на металлических поверхностях, контактирующих с пластом, содержащим битуминозный песок, причем способ включает в себя стадию промывки металлических поверхностей буровой текучей средой на водной основе, содержащей добавку против образования отложений, содержащую:

i) от 5 до 50 частей по массе пропоксилированного спирта формулы:

RO-(PO)x-H (I),

где R представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов,

и

x составляет от 1 до 10,

и

ii) от 50 до 95 частей по массе пропоксилированного спирта формулы:

R1O-(PO)y-(EO)z-H (II),

где R1 представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов,

y составляет от 2 до 10

и

z составляет от 3 до 20,

где части по массе приведены в расчете на общую массу пропоксилированного спирта i и пропоксилированного и этоксилированного спирта ii, и EO и PO обозначают этиленоксидные и пропиленоксидные звенья соответственно.

7. Способ удаления отложения с металлических поверхностей, контактирующих с пластом, содержащим битуминозный песок, включающий в себя стадию промывки металлических поверхностей буровой текучей средой на водной основе, содержащей добавку против образования отложений, содержащую:

i) от 5 до 50 частей по массе пропоксилированного спирта формулы:

RO-(PO)x-H (I),

где R представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов,

и

x составляет от 1 до 10,

и

ii) от 95 до 50 частей по массе пропоксилированного и этоксилированного спирта формулы:

R1O-(PO)y-(EO)z-H (II),

где R1 представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов,

y составляет от 2 до 10

и

z составляет от 3 до 20,

где части по массе приведены в расчете на общую массу пропоксилированного спирта i и пропоксилированного и этоксилированного спирта ii, и EO и PO обозначают этиленоксидные и пропиленоксидные звенья соответственно.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам оценки эффективности ингибитора/диспергатора асфальтена при использовании сырой нефти. Способ оценки эффективности ингибитора/диспергатора асфальтена в сырой нефти, содержит: a) взвешивание первой металлической контрольной пластины; погружение первой металлической контрольной пластины или ее части в первую пробу, в течение первого выбранного периода времени, причем первая проба содержит аликвоту сырой нефти; добавление осаждающего вещества к первой пробе в течение первого выбранного периода времени; извлечение первой металлической контрольной пластины из первой пробы в конце первого выбранного периода времени; и высушивание и взвешивание первой металлической контрольной пластины; b) взвешивание второй металлической контрольной пластины; погружение второй металлической контрольной пластины или ее части во вторую пробу в течение второго выбранного периода времени, где вторая проба содержит аликвоту сырой нефти и ингибитор/диспергатор асфальтена; добавление осаждающего вещества ко второй пробе в течение второго выбранного периода времени; извлечение второй металлической контрольной пластины из второй пробы в конце второго выбранного периода времени; и высушивание и взвешивание второй металлической контрольной пластины; c) определение массы асфальтенов, осажденных на первой металлической контрольной пластине и массы асфальтенов, осажденных на второй металлической контрольной пластине; и d) определение процента ингибирования осаждения асфальтена.
Изобретение относится к добыче нефти, газа или воды из скважин, пробуренных в подземном пласте. Способ обработки повреждения пласта месторождения в подземном пласте месторождения, в котором повреждение пласта вызвано следующими причинами: фильтрационными корками буровых флюидов на масляной основе, фильтрационными корками буровых флюидов на водной основе, нефтепромысловыми отложениями, асфальтеном, парафином, воском, резьбовой смазкой, эмульсией или водяным блоком, включает: введение в подземный пласт месторождения флюида для обработки, содержащего воду и по меньшей мере одно из следующих соединений циклодекстрина или крахмала с ферментом, способным генерировать циклодекстрин из крахмала, а также создание условий флюиду для обработки для устранения повреждения пласта.

Изобретение описывает ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений для парафинистых и высокопарафинистых смолистых нефтей содержит сополимер алкилакрилатов С16-С20 с акрилатом додециламина и толуол, характеризующийся тем, что дополнительно содержит окисленную нефтеполимерную смолу при следующем соотношении компонентов, мас.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на объектах добычи нефти или газа. Устройство включает блок подключения скважинный, корпус которого выполнен в виде трубопровода со сквозным отверстием и соединительными фланцами по краям, насос и емкость для поверхностно-активного вещества.

Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения, например асфальтосмолопарафиновые отложения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам предотвращения образования твердых отложений минеральных солей, содержащих радиобарит, на оборудовании для добычи углеводородов.

Изобретение относится к растворителям для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах. Способ обработки ствола скважины, проникающего в подземный пласт, для устранения асфальтеновых отложений, содержащихся в стволе скважины, включающий обеспечение растворителя асфальтенов, который состоит из диметилсульфида, и введение указанного растворителя асфальтенов в ствол скважины.

Группа изобретений относится к области нефтедобычи, в частности к способам подачи реагентов в скважину и наземное оборудование. Способ включает размещение устройства с реагентом в стволе скважины или во внутритрубном пространстве поверхностного нефтепромыслового оборудования, растворение реагента добываемой жидкостью.

Изобретение относится к погружным устройствам для подачи реагента в скважину, оборудованную штанговым насосом. Устройство содержит устанавливаемые в скважину ниже нефтедобывающего оборудования емкость для реагента и сообщенный с ней имеющий собственный привод поршневой насос-дозатор, полость которого имеет возможность соединения всасывающим каналом с емкостью для реагента, а нагнетательным - со скважиной.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть использована при добыче нефти с большим содержанием асфальто-смолистых и парафиновых компонентов нефти (АСПО).

Изобретение относится к композитному материалу и способу его применения в операциях по обработке скважин. Композитный материал для обработки скважины включает агент для модификации поверхности, покрывающий по крайней мере частично твердую частицу и содержащий гидрофобный хвост и якорный фрагмент для фиксации гидрофобного хвоста к твердой частице, где якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты и дополнительно, где по меньшей мере одно из следующих условий имеет приоритетное значение: (а) гидрофобный хвост содержит перфорированную группу приведенной структуры, (б) гидрофобный хвост является фторсодержащим остатком, характеризующимся приведенной структурой, (в) агент для модификации поверхности характеризуется приведенной формулой или (г) агент для модификации поверхности выбирают из приведенной группы.

Настоящее изобретение относится к способу обработки и жидкости для обработки для увеличения проницаемости пластов органогенного сланца. Способ обработки включает обработку пласта органогенного сланца жидкостью для обработки.

Настоящее изобретение относится к полиоксалатному сополимеру, который содержит главные сложноэфирные звенья оксалата, соединенные вместе подобно прямолинейной цепи, и разветвленные сложноэфирные сополимерные звенья, производные от трехфункционального или более высокофункционального спирта или кислоты, причём разветвленные сложноэфирные сополимерные звенья содержатся в количестве 0,01-1,0% мол.

Изобретение относится к пропантам, используемым при гидроразрыве пласта для стимулирования добычи флюидов из подземных пластов. Пропант, предназначенный для использования в операциях гидроразрыва, включает частицу и покрытие, нанесенное на частицу, образованное из водной композиции покрытия, включающей 2-65 мас.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам, и может найти применение при бурении неустойчивых глинистых пород.

Группа изобретений относится к области добычи нефти. Технический результат – повышение эффективности и безопасности способа термокислотной обработки призабойной зоны, регулирование скорости нейтрализации кислоты.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности теплового воздействия на пласт за счет увеличения времени достижения максимальной температуры разогрева реакционной смесью водных растворов нитрита натрия и сульфаминовой кислоты.

Настоящее изобретение относится к извлечению подземных ресурсов, таких как нефть, природный газ, сланцевый газ, при использовании гидравлического разрыва пласта. Способ извлечения подземных ресурсов с помощью нагнетания текучей среды, заполняющей рудоподводящий канал, в котором формируют трещины и далее с помощью формирования или роста трещин подземные ресурсы извлекают через трещины, в котором блокирующий гидролиз агент вводят под давлением в текучую среду, чтобы блокировать отклоняющий агент, служащий для временного перекрытия трещин, где блокирующий гидролиз агент представляет собой способную к гидролизу смолу, имеющую температуру стеклования (Tg) более низкую, чем температура окружающей среды извлечения, и способная к гидролизу смола, используемая в качестве блокирующего гидролиз агента, имеет индекс кристаллизации ΔHm не более 70 Дж/г, представленный приведенной расчетной формулой.

Изобретение относится к области крепления скважин, а именно к буферным жидкостям для очистки скважин. Технический результат - получение стабильной утяжеленной буферной жидкости на углеводородной основе, обладающей высокой моющей способностью и пониженным показателем фильтрации, позволяющей повысить качество крепления обсадных колонн скважин, пробуренных с использованием эмульсионных буровых растворов на углеводородной основе.

Настоящее изобретение относится к жидкостям для гидроразрыва подземного пласта, используемого при добыче углеводородов из подземной формации. Жидкость для гидроразрыва, содержащая в водной среде ассоциативный полимер и лабильное поверхностно-активное средство - ЛПАВ в количестве, достаточном для снижения или подавления эффекта повышения вязкости, вызванного указанным ассоциативным полимером.

Изобретение относится к способу получения суспензии микрофибриллированной целлюлозы. Способ включает cтадии получения водной суспензии волокон природной целлюлозы, введения добавки в суспензию волокон природной целлюлозы, подачи полученной смеси непосредственно в гомогенизатор или флюидизатор и получение суспензии микрофибриллированной целлюлозы. При этом добавка состоит по меньшей мере из одного природного полимера, выбранного из карбоксиметилцеллюлозы, метилцеллюлозы, гидроксипропилцеллюлозы, крахмала, каррагинана, камеди бобов рожкового дерева, тамариндовой камеди, хитозана, хитина, гуаровой камеди, производных целлюлозы, таких как нанофибриллированная целлюлоза, и любой из их смесей. Изобретение относится также к микрофибриллированной целлюлозе, полученной этим способом, и к ее применению. Обеспечивается получение чистой микрофибриллированной целлюлозы, из которой может быть с легкостью удалена добавка, используемая для гомогенизации или ожижения. 4 н. и 12 з.п. ф-лы., 2 ил.,2 табл., 2 пр.

Группа изобретений относиться к нефтедобыче. Технический результат - уменьшение налипание битума иили тяжелых нефтяных материалов на металлические поверхности, такие как буровые головки, бурильная колонна, обсадная колонна и тому подобное, хорошая способность к биологическому разложению и низкая токсичность для водных организмов добавки против образования. Буровая текучая среда на водной основе содержит добавку против образования отложений и, необязательно, агент увеличения вязкости. Добавка против образования отложений содержит: i) от 5 до 50 частей по массе пропоксилированного спирта формулы RO-x-H, где R представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов, и x составляет от 1 до 10, и ii) от 50 до 95 частей по массе пропоксилированного и этоксилированного спирта формулы R1O-y-z-H, где R1 представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов, y составляет от 2 до 10 и z составляет от 3 до 20, где части по массе приведены в расчете на общую массу пропоксилированного спирта i и пропоксилированного и этоксилированного спирта ii, и EO и PO обозначают этиленоксидные и пропиленоксидные звенья соответственно. 4 н. и 3 з.п. ф-лы, 5 ил., 2 табл., 4 пр.

Наверх