ФЛЮИДЫ И СПОСОБЫ СНИЖЕНИЯ ОСЕДАНИЯ И УВЕЛИЧЕНИЯ СТАБИЛЬНОСТИ ЭМУЛЬСИИ
FLUIDS AND METHODS FOR REDUCING SEDIMENTATION AND INCREASING STABILITY OF EMULSION

ПЕРЕКРЕСТНЫЕ ССЫЛКИ НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
Настоящая заявка испрашивает приоритет предварительной заявки на патент США № 62/463698, поданной 26 февраля 2017 г., содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Во время бурения ствола скважины обычно в скважине используют различные флюиды, предназначенные для осуществления различных функций. Флюиды могут циркулировать через бурильную трубу и буровое долото в ствол скважины, а затем могут протекать далее вверх через ствол скважины на поверхность. Во время данной циркуляции промывочная жидкость может использоваться для осуществления следующих функций: удаление бурового шлама из забоя скважины на поверхность, поддержание шлама и утяжеляющего материала во взвешенном состоянии в случае прерывания циркуляции, контроль давления в скважине, поддержание целостности ствола скважины до тех пор, пока не будет обсажен или зацементирован сегмент скважины, изолирование флюидов от подземного пласта путем обеспечения достаточного гидростатического давления, чтобы предотвратить проникновение пластовых флюидов в ствол скважины, охлаждение и смазка бурильной колонны и долота и/или максимальное увеличение скорости проходки при бурении.
В большинстве операций роторного бурения промывочная жидкость имеет вид «бурового раствора», т.е. жидкости, содержащей взвешенные в ней твердые частицы. Твердые частицы предназначены для придания требуемых реологических свойств промывочной жидкости, а также увеличения ее плотности, чтобы обеспечить соответствующее гидростатическое давление на забое скважины. Буровой раствор может представлять собой либо буровой раствор на водной основе, либо буровой раствор на нефтяной основе. Таким образом, способность поддерживать буровой шлам во взвешенном состоянии для снижения износа бурового долота зависит от реологических свойств бурового раствора, связанных с вязкостью промывочной жидкости.
Буровые растворы могут содержать полимеры, биополимеры, глины и органические коллоиды, добавленные к буровому раствору на водной основе для получения требуемых вязкостных и фильтрационных свойств. Для увеличения плотности могут добавляться минералы тяжелой фракции, такие как барит или карбонат кальция. В результате бурения твердые частицы из пласта попадают в буровой раствор и часто диспергируются в буровом растворе. Кроме того, буровые растворы могут содержать одну или более природных и/или синтетических полимерных добавок, которые улучшают реологические свойства (например, пластическую вязкость, значение предела текучести, предельное статическое напряжение сдвига) бурового раствора и полимерных разбавителей и флоккулянтов.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРТЕНИЯ
В разделе «Сущность изобретения» предоставлен выбор концепций, которые подробнее описываются далее в подробном описании изобретения. Раздел «Сущность изобретения» не предназначен для указания ключевых или существенных признаков заявляемого объекта изобретения, а также его не следует рассматривать, как ограничивающий объем заявляемого объекта изобретения.
2
В одном аспекте варианты осуществления изобретения, описанные в настоящем документе, относятся к способу бурения ствола скважины, который включает нагнетание маслянистого скважинного флюида в ствол скважины, причем маслянистый скважинный флюид содержит: маслянистую дисперсионную среду; немаслянистую дисперсную фазу; эмульгатор, стабилизирующий немаслянистую дисперсную фазу в маслянистой дисперсионной среде; органофильную глину; утяжелитель; и смачивающий агент, имеющий ГЛБ в диапазоне от 4 до 10,5, который выбирают так, что маслянистый скважинный флюид имеет показание по шкале при 600 об/мин при 4°С (40°F) менее приблизительно 300 и 10 минутное предельное статическое напряжение сдвига менее приблизительно 19,15 Па (40 фунт-сил/100 футов).
В другом аспекте варианты осуществления изобретения, описанные в настоящем документе, относятся к маслянистому скважинному флюиду, который содержит: маслянистую дисперсионную среду; немаслянистую дисперсную фазу; эмульгатор, стабилизирующий немаслянистую дисперсную фазу в маслянистой дисперсионной среде; органофильную глину; по меньшей мере один смачивающий агент, выбранный из: этоксилатов спирта, этоксилатов амина или сополимеров этиленоксида/пропиленоксида; и утяжелитель; причем скважинный флюид имеет показание по шкале при 600 об/мин при 4°С (40°F) менее приблизительно 300.
В еще одном аспекте варианты осуществления изобретения, описанные в настоящем документе, относятся к маслянистому скважинному флюиду, который содержит: маслянистую дисперсионную среду, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгатор для стабилизации немаслянистой дисперсной фазы в маслянистой дисперсионной среде, органофильную глину, этоксилат спирта, описанный Формулой I:
Формула I
где R является одним из следующего: олеильная группа, стеарильная группа, тридецильная группа или лаурильная группа, а n является числом в диапазоне от 2 до 5; причем скважинный флюид имеет показание по шкале при 600 об/мин при 4°С (40°F) менее приблизительно 300.
Другие аспекты и преимущества заявленного объекта изобретения будут очевидны из последующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Варианты осуществления изобретения, описанные в настоящем документе, в целом относятся к скважинным флюидам, которые характеризуются пониженным оседанием и увеличенной стабильностью эмульсии. Более конкретно, варианты осуществления изобретения, описанные в настоящем документе, относятся к скважинным флюидам, которые содержат органофильные глины и имеют пониженное оседание при низкой температуре (~4°С (40°F)). Оседание определяется как осаждение частиц в кольцевом пространстве скважины. Оседание может происходить, когда скважинный флюид является неподвижным или циркулирует. Из-за сочетания вторичного потока и гравитационных сил утяжеляющие материалы могут осаждаться (т. е. оседать) в текущем буровом растворе в скважине с большим углом наклона. Если оседание затягивается, в верхней части ствола скважины будет уменьшаться плотность бурового раствора, что снижает гидростатическое давление в скважине так, что приток (выброс) пластового флюида может попасть в скважину, что может повредить скважину или привести к потере скважины. В некоторых случаях операторы пытаются увеличить вязкость флюида, чтобы уменьшить оседание. Однако данный подход может быть сложным для реализации, потому что повышение давления, необходимое для нагнетания более вязкого флюида, может привести к большему риску потери циркуляции, когда давление нагнетания превышает давление, которое может выдерживать пласт. Данная повышенная вязкость в частности является критичной при низких температурах в тех случаях, когда флюид может в природных условиях становиться более вязким.
В некоторых вариантах осуществления скважинные флюиды, описанные в настоящем документе, могут быть скважинным флюидом на углеводородной основе, таким как обратная эмульсия, содержащая водную дисперсную фазу и дисперсионную среду на углеводородной основе. Термин «обратная эмульсия», используемый в настоящем документе, относится к эмульсии, в которой немаслянистый флюид представляет собой дисперсную фазу, а маслянистый флюид представляет собой дисперсионную среду.
Термин «маслянистая жидкость», используемый в настоящем документе, означает масло, которое представляет собой жидкость при 25°C и является несмешиваемой с водой. Маслянистые жидкости могут включать вещества, такие как углеводороды, используемые при приготовлении промывочных жидкостей, такие как дизельное масло, минеральное масло, синтетическое масло (включая альфа олефины с открытой цепью и олефины с внутренней двойной связью, полидиорганосилоксаны, силоксаны или органосилоксаны), сложноэфирные синтетические масла, глицериды жирных кислот, сложные эфиры алифатического ряда, простые эфиры алифатического ряда, ацетали алифатического ряда или прочие подобные углеводороды и комбинации этих флюидов. Концентрация маслянистого флюида должна быть достаточной для образования обратной эмульсии. Концентрация маслянистого флюида может быть менее приблизительно 99% от объема обратной эмульсии. В одном варианте осуществления количество маслянистого флюида составляет от приблизительно 30% до приблизительно 95% от объема, а более конкретно от приблизительно 40% до приблизительно 90% от объема флюида с обратной эмульсией.
Термин «немаслянистая жидкость», используемый в настоящем документе, означает любое вещество, которое представляет собой жидкость при 25°C и которое не является маслянистой жидкостью, как описано выше. Немаслянистые жидкости не смешиваются с маслянистыми жидкостями, но могут образовывать с ними эмульсии. Немаслянистые жидкости могут включать вещества на водной основе такие как: пресная вода, морская вода, рассол, содержащий растворенные неорганические или органические соли, водные растворы, содержащие водорастворимые органические соединения и их смеси. Количество немаслянистого флюида обычно меньше теоретически максимального предела для образования обратной эмульсии. Таким образом, количество немаслянистого флюида меньше приблизительно 70% от объема. Предпочтительно, количество немаслянистого флюида находится в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 70% от объема, а более предпочтительно, от приблизительно 5% до приблизительно 60% от объема флюида с обратной эмульсией.
Подходящие флюиды на углеводородной основе или маслянистые флюиды для использования в скважинных флюидах согласно настоящему изобретению могут представлять собой натуральное или синтетическое масло. В одном или более вариантах осуществления изобретения маслянистый флюид может быть выбран из группы, содержащей: дизельное масло; минеральное масло; синтетическое масло, такое как гидрогенизированные и негидрогенизированные олефины, включая полиальфаолефины, линейные и разветвленные олефины и т.п., полидиорганосилоксаны, силоксаны или органосилоксаны, сложные эфиры жирных кислот, особенно алкиловые эфиры жирных кислот с прямой, разветвленной цепью или циклические, их смеси и аналогичные соединения, известные специалистам в данной области техники; и их смеси.
Немаслянистые флюиды могут, в некоторых вариантах осуществления, включать по меньшей мере одно из следующего: пресная вода, морская вода, рассол, смеси воды и водорастворимых органических соединений и их смеси. В некоторых вариантах осуществления немаслянистый флюид может представлять собой рассол, который может включать: морскую воду, водные растворы, у которых концентрация соли ниже, чем у морской воды, или водные растворы, у которых концентрация соли выше, чем у морской воды. Соли, которые могут находиться в морской воде включают, помимо прочего: натриевые, кальциевые, алюминиевые, магниевые, калиевые, стронциевые и литиевые соли хлоридов, бромидов, карбонатов, иодидов, хлоратов, броматов, формиатов, нитратов, оксидов, сульфатов, силикатов, фосфатов и фторидов. Соли, которые могут быть добавлены в состав рассола включают: одну или более солей, присутствующих в природной морской воде, или другие органические или неорганические растворенные соли. Кроме того, рассолы, которые могут использоваться в промывочных жидкостях, описанных в настоящем документе, могут быть природными или синтетическими, причем синтетические рассолы имеют тенденцию быть намного проще по химическому составу. В одном варианте осуществления плотностью промывочной жидкости можно управлять путем увеличения концентрации соли в рассоле (вплоть до насыщения). В конкретном варианте осуществления изобретения рассол может содержать галогенидные или карбоксилатные соли одно- или двухвалентных катионов металлов, таких как цезий, калий, кальций, цинк и/или натрий.
В одном или более вариантах осуществления изобретения скважинный флюид на нефтяной основе согласно настоящему изобретению может также содержать эмульгатор, органофильные глины, смачивающий агент и утяжелитель. Эти варианты осуществления будут описаны ниже более подробно. Перед подробным описанием конкретных компонентов следует понимать, что скважинный флюид на нефтяной основе, описанный в настоящем документе и включающий вышеупомянутые компоненты, может быть составлен так, что он имеет определенные реологические свойства, которые вызывают снижение оседания, а, в частности, снижение оседания при низких температурах. Например, скважинный флюид согласно настоящему изобретению может иметь реологические свойства, включающие показание по шкале при 600 об/мин при 4°С (40°F) менее приблизительно 300 или менее приблизительно 275, или менее приблизительно 250. Таким образом, при низких температурах (таких как температура, при которой нагнетают флюид и подвергают воздействию сдвига, имеющего высокое значение), вязкость не является слишком высокой. В большинстве случаев, флюид, имеющий слишком высокое значение верхнего предела реологических свойств, может быть модифицирован так, чтобы он имел приемлемые значения при высоком значении сдвига, но такие модификации, вероятно, сделали бы флюид непригодным при низком значении сдвига (со слишком низкой вязкостью), в частности, при более высоких температурах, когда флюид естественным образом будет менее вязким. Однако, преимущественно, авторы настоящего изобретения обнаружили, что скважинный флюид согласно настоящему изобретению может также иметь реологические свойства, включающие показание по шкале при 6 об/мин при 65°С (150°F) в пределах между приблизительно 6 и 15. Таким образом, флюид согласно настоящему изобретению может иметь одновременно приемлемые верхний предел реологических свойств при низких температурах и нижний предел реологических свойств при высоких температурах, соответствующие обоим концам спектра, чтобы предотвратить оседание.
2
2
Предельное статическое напряжение сдвига (т.е. мера характеристик суспендирования или тиксотропных свойств флюида) было оценено как предельное статическое напряжение сдвига в течение 10 минут в фунтах на 100 квадратных футов в соответствии с методикой API Bulletin RP 1313-2, 1990. В одном или более вариантах осуществления изобретения скважинный флюид согласно настоящему изобретению может иметь реологические свойства, включающие значение предельного статического напряжения сдвига в течение 10 минут при 4°С (40°F) менее 19,15 Па (40 фунтов/100 футов) или менее 16,8 Па (35 фунтов/100 футов). Таким образом, как описано выше, флюиды согласно настоящему изобретению могут иметь предпочтительные реологические свойства при низкой температуре 4°С (40°F) с сохранением реологических свойств при высоких температурах.
Фактически, один или более вариантов осуществления настоящего изобретения может относиться к скважинному флюиду, имеющему плоский реологический профиль. Используемый в данном документе термин «плоский реологический профиль» означает, что однородные реологические свойства сохраняются во всех диапазонах температур от 4 до 65°С (от 40 до 150°F). Представляющие интерес реологические свойства для плоского реологического профиля включают: 6 об/мин, 10-минутный гель (10′), динамическое напряжение сдвига (YP) и соотношение 10-минутного геля к 10-секундному гелю (соотношение 10′:10″ гель). Применительно к 6 об/мин, 10′ гелю и YP, система рассматривается как имеющая плоский реологический профиль, когда эти величины находятся в пределах +/-20% средних значений во всех диапазонах температур от 4 до 65°С (от 40 до 150°F). Более низкое процентное отклонение обеспечит более плоский реологический профиль, таким образом в некоторых вариантах осуществления могут присутствовать значения в пределах +/-15%, а в еще более конкретных вариантах осуществления +/-10%. Применительно к соотношению 10′:10″ гель, система рассматривается как имеющая плоский реологический профиль, когда соотношение составляет 1,5:1 или менее.
3
3
Чтобы снизить оседание утяжелителя в маслянистом флюиде без создания реологического профиля, что является проблематичным при более низких температурах, когда вязкость флюида будет увеличена естественным образом (особенно, по мере того как основа бурового раствора взаимодействует с частицами утяжелителя, присутствующими во флюиде), авторы настоящего изобретения определили, что добавление определенных смачивающих агентов к флюиду может привести к получению утяжеленного флюида, который препятствует оседанию без чрезмерной вязкости, особенно при более низких температурах. Например, в одном или более вариантах осуществления изобретения смачивающий агент имеет значение гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ) от приблизительно 4 до 10,5 или от приблизительно 5 до 9, или от приблизительно 6 до 8. Значения ГЛБ являются эмпирическими формулами для взаимосвязи количества гидрофильных и гидрофобных групп в смачивающем агенте. В целом, при более высоком значении ГЛБ будет получен более водорастворимый смачивающий агент. Кроме того, и как будет продемонстрировано в приведенных ниже примерах, после длительного воздействия повышенных температур флюид согласно настоящему изобретению, содержащий смачивающий агент со значением ГЛБ выше приблизительно 10,5, может стать деградированным и дестабилизированным, предположительно, из-за разложения смачивающего агента. В одном или более вариантах осуществления смачивающий агент может присутствовать в скважинном флюиде в количестве от приблизительно 5,7 до 17,12 кг/м (от приблизительно 2 до 6 фунтов на баррель (ppb)) или от 6,42 до 14,27 кг/м (от 2,25 до 5 ppb). Авторы изобретения предполагают, что смачивающий агент может предпочтительно смачивать частицы утяжелителя, присутствующие во флюиде, чтобы снизить оседание частиц во флюиде.
3
3
Таким образом, в одном или более вариантах осуществления изобретения флюид может иметь минимальное оседание после 7 дневного статического периода при повышенных температурах, таких как по меньшей мере 93°С (200°F), 107°С (225°F), 121°С (250°F), 149°С (300°F) или 163°С (325°F). Таким образом, при минимальном оседании флюид может иметь изменение менее 149,8 кг/м или 119,8 кг/м (1,25 или 1,0 ppg) в течение статического периода. Другим способом выразить это возможно через «коэффициент оседания», который вычисляют для флюида, подвергаемого термическому старению в статической ячейке в течение периода времени по меньшей мере 16 часов, путем деления плотности на дне на сумму значений плотности сверху и на дне. Коэффициент оседания равный 0,5 указывает на отсутствие осадка утяжелителей. В одном или более вариантах осуществления настоящего изобретения может быть достигнут коэффициент оседания менее 0,54 или менее 0,53, 0,52, 0,51.
В одном или более вариантах осуществления смачивающий агент может представлять собой по меньшей мере один, выбранный из следующего: этоксилаты спирта, этоксилаты амина или сополимеры этиленоксида/пропиленоксида. Этоксилат спирта согласно настоящему изобретению может быть обычно описан с помощью приведенной ниже формулы I.
Формула I
при этом пропоксилат спирта заменит пропиленоксид на этиленоксид, используемый в этоксилате спирта. Также предполагается, что можно использовать комбинацию этоксилирования и пропоксилирования. В формуле I R может быть C10-28 алкильной группой (линейной или разветвленной, насыщенной или ненасыщенной), а n может быть в диапазоне от 2 до 6 (или от 3 до 5 в некоторых вариантах осуществления). Кроме того, предполагается, что R и n не ограничиваются такими диапазонами, но могут быть выбраны так, что полученное в результате ГЛБ находится в диапазонах, описанных в настоящем документе. В конкретных вариантах осуществления R может быть олеильной группой, стеарильной группой, тридецильной группой или лаурильной группой. Например, в одном или более вариантах осуществления смачивающий агент может представлять собой по меньшей мере один этоксилат спирта, выбранный из группы, содержащей: олеиловый спирт-2-этоксилат, олеиловый спирт-3-этоксилат, олеиловый спирт-5-этоксилат, стеариловый спирт-2-этоксилат, стеариловый спирт-3-этоксилат, лауриловый спирт-4-этоксилат и тридециловый спирт-3-этоксилат.
В одном или более вариантах осуществления изобретения этоксилат спирта согласно настоящему изобретению может быть описан с помощью приведенной ниже формулы II. Формула II представляет собой вторичный этоксилат спирта.
Формула II
В одном или более вариантах осуществления n+n1 =12 и n2= 2-4. В одном или более вариантах осуществления вторичный этоксилат спирта из формулы III имеет значение n2, равное 2.
В одном или более вариантах осуществления смачивающий агент может представлять собой по меньшей мере один этоксилат амина или пропоксилат амина. Этоксилаты аминов могут иметь общую формулу:
где R может быть C10-C26 алкильной группой (линейной или разветвленной, насыщенной или ненасыщенной), а x+y находится в диапазоне от 2 до 15, или в некоторых вариантах осуществления от 2 до 10. Специалист в данной области техники поймет, что в приведенной выше формуле пропоксилат амина замещает пропоксилатные группы для показанных этоксилатных групп. В одном или более вариантах осуществления этоксилат амина может быть выбран из следующего: PEG-2 олеиламин, PEG-2 кокоамин, PPG 2 кокоамин, PEG 15 кокоамин, PEG 5 талловой диамин, PEG-2 талловый амин и PEG-5 талловый амин.
В одном или более вариантах осуществления смачивающий агент может представлять собой по меньшей мере один сополимер этиленоксида/пропиленоксида, который выбирают из следующего: поли(этиленгликоль)-блок-поли(пропиленгликоль)-блок-поли(этиленгликоль) или сополимер этилендиамин этиленоксида/пропиленоксида. Поли(этиленгликоль)-блок-поли(пропиленгликоль)-блок-поли(этиленгликоль) может иметь Mn в пределах от приблизительно 1000 до приблизительно 5000. Сополимер этилендиамин этиленоксида/пропиленоксида может представлять собой, например, этилендиамин тетракис(пропоксилат-блок-этоксилат) тетрол или этилендиамин тетракис(этоксилат-блок-пропоксилат) тетрол. Такие сополимеры этилендиамин этиленоксида/пропиленоксида могут иметь Mn в диапазоне, например, от 3000 до 10000.
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
Другие смачивающие агенты могут включать: алкилсульфонаты, простые эфиры амина (включая первичные простые эфиры амина, такие как ROCHCHCHNH и простые диамины, такие как ROCHCHCHNHCHCHCHNH, где R может быть выбрано из C6-C18 и может быть линейным или разветвленным, насыщенным или ненасыщенным), этоксилаты амида, полиэфирный конденсационный полимер (получаемый, например, из реакции конденсации гидрокси-жирной кислоты), полиаминовый конденсационный полимер, жирная поликарбоновая кислота, полиэфирсилоксаны или соли алюминия жирных кислот.
Одним из компонентов скважинного флюида согласно настоящему изобретению является эмульгатор, который стабилизирует внутреннюю водную (немаслянистую) фазу во внешнем маслянистом флюиде, чтобы образовать обратную эмульсию. Такие эмульгаторы могут включать: парафины, жирные кислоты, компоненты на основе амина, амидоамины, полиолефиновые амиды, мыла жирных кислот, полиамиды, полиамины, полиолефиновые амиды, полиолефиеновые амидалкинамины, алкоксилированные эфирные кислоты (такие как алкоксилированный жирный спирт, оканчивающийся карбоновой кислотой), сложные эфиры олеата, такие как сорбитан монолеат, сорбитан диолатеат, производные имидазолина или производные спирта, а также комбинации или производные вышеуказанного или т. п. Для этого применения могут использоваться смеси этих материалов, а также другие эмульгаторы. Примерами данных эмульгаторов, таких как эмульгатор с высокой внутренней фазой, может быть SUREMUL PLUS™, предлагаемый MI-SWACO (Хьюстон, Техас). В конкретных вариантах осуществления обратная эмульсия согласно настоящему изобретению может быть стабилизирована с помощью эмульгатора, образованного из жирной кислоты (одной или более C10-C24 жирной кислоты, например, которая может содержать линейные и/или разветвленные, насыщенные и/или ненасыщенные жирные кислоты), прореагировавшей с одним или более этиленаминами (например, этилендиамином, диэтилентриамином, триэтилентетрамином, тетраэтиленпентамином) для получения одного или более амидов, полиамидов и/или амидоаминов, в зависимости, например, от молярного соотношения полиамина к жирной кислоте. В одном или более вариантах осуществления эмульгатор может представлять собой димер поликарбоновой C12-C22 жирной кислоты, тример поликарбоновой C12-C22 жирной кислоты, тетрамер поликарбоновой C12-C22 жирной кислоты, смеси этих кислот, или полиамид, причем полиамид является продуктом реакции конденсации жирной кислоты C12-C22 и полиамина, выбранного из группы, состоящей из диэтилентриамина, триэтилентетрамина и тетраэтиленпентамина.
Хотя во многих флюидах с плоским реологическим профилем избегают использования органофильных глин, в одном или более вариантов осуществления настоящего изобретения требуемый плоский реологический профиль обеспечивают при включении в обратноэмульсионный флюид по меньшей мере одной органофильной глины. Органофильная глина означает глину, обработанную любым способом для получения органофильного покрытия или поверхностной обработки. В конкретных вариантах осуществления органофильная глина может представлять собой органофильный сепиолит.
В одном или более вариантах осуществления в дополнение к органофильным глинам в качестве загустителей могут также использоваться необработанные глины, включающие необработанную аттапульгитовую глину и необработанную сепиолитную глину. В дополнение к органофильным глинам могут также использоваться другие загустители и гелеобразующие агенты, такие как растворимые в масле полимеры, стирол-бутадиен блок-полимеры, полиамидные смолы, поликарбоновые кислоты и мыла. Общее количество загустителя, используемое в композициях, может изменяться в зависимости от скважинных условий, как это будет понятно специалистам в данной области техники. При этом, обычно для большинства применений может быть достаточно общего количества от приблизительно 0,1 до 8% по массе.
Утяжелители или материалы с высокой плотностью, подходящие для использования в составах скважинных флюидов согласно настоящему изобретению включают, помимо прочего, гематит, магнетит, оксиды железа, ильменит, барит, сидерит, целестин, доломит, кальцит, оксиды марганца, галиты и т. п. В одном или более вариантах осуществления изобретения утяжелители могут быть покрыты диспергатором.
3
3
3
3
Количество добавленного утяжелителя с покрытием или без покрытия, если имеется, может зависеть от требуемой плотности конечного состава. Утяжелители могут быть добавлены, чтобы получить конченую плотность флюида до приблизительно 2636 кг/м (22 фунтов на галлон (ppg)). В других вариантах осуществления утяжелитель может быть добавлен для достижения конечной плотности флюида до 2397 кг/м (20 ppg) или до 2337 кг/м (19,5 ppg). В одном или более вариантах осуществления утяжелители могут быть добавлены для достижения конечной плотности флюида по меньшей мере приблизительно 1198 кг/м (10 ppg).
3
3
В одном или более вариантах осуществления скважинные флюиды согласно настоящему изобретению могут также включать по меньшей мере одну частицу, выбранную из: карбоната кальция или галлуазита. Галлуазит является алюмосиликатной глиной, которая имеет трубчатую морфологию. В одном или более вариантах осуществления карбонат кальция или галлуазит могут быть включены в состав скважинного флюида согласно настоящему изобретению в количестве от приблизительно 14,3 до приблизительно 85,6 кг/м (от приблизительно 5 до приблизительно 30 ppb) или количестве от 22,8 до 71,3 кг/м (от 8 до 25 ppb).
Необязательно, модификатор реологических свойств может быть включен в состав флюида согласно настоящему изобретению, чтобы уменьшить увеличение вязкости, т. е. сделать более плоскими реологические характеристики промывочной жидкости в диапазоне температур от приблизительно 4°С до приблизительно 65°С (от приблизительно 40°F до приблизительно 150°F). Модификатор реологических свойств может представлять собой полиамиды, полиамины, амидоамины, полиэфирамины или их смеси. Полиамиды могут быть получены, например, в результате реакции полиамина с продуктом реакции аминоалкоголя и жирной кислоты. Как правило, реакция аминоалкоголь-жирная кислота основана на одном эквиваленте жирной кислоты на каждый эквивалент присутствующего аминоалкоголя. Этот продукт реакции затем вступает в реакцию с полиамином в эквивалентном соотношении 1:1, а затем реакцию останавливают с помощью пропиленкарбоната для удаления любых свободных непрореагировавших аминов. Применительно к модификатору реологических свойств, аминоалкоголи согласно настоящему изобретению могут быть выбраны из группы, состоящей из следующего: моноэтаноламин, диэтаноламин, триэтаноламин и их смеси. Жирные кислоты могут включать талловое масло или другие подобные ненасыщенные карбоновые кислоты с длинной цепью, имеющие от приблизительно 12 до приблизительно 22 атомов углерода. Жирные кислоты могут представлять собой димерные или тримерные жирные кислоты и их комбинации. Как отмечалось выше, после того, как аминоалкоголь прореагировал с жирной кислотой, продукт реакции затем дополнительно прореагировал с полиамином. Применительно к модификатору реологических свойств, полиамины могут быть выбраны из группы, состоящей из следующего: диэтилентриамин, триэтилентетрамин, тетраэтиленпентамин и их комбинации. Доступные в продаже модификаторы реологических свойств, которые обеспечивают плоскую реологическую характеристику скважинных флюидов, включают: EMI-1005, предлагаемый M-I SWACO (Хьюстон, Техас), а также TECHWAX™ LS-10509 и LS-20509, предлагаемые International Specialty Products (Уэйн, Нью-Джерси).
Распространенной практикой является включение в состав многих обратных эмульсий щелочного резерва так, чтобы общий состав флюида являлся основным (т. е. pH выше 7). Обычно он присутствует в виде извести, или, в качестве альтернативного варианта, смеси щелочных и щелочноземельных оксидов и гидроксидов. Специалист в данной области техники должен понимать и учитывать, что содержание извести в скважинном флюиде будет варьировать в зависимости от выполняемых операций и подлежащих бурению пластов. Кроме того, следует понимать, что содержание извести, также известное как щелочность или щелочной резерв, является свойством, которое обычно измеряется в соответствии с применимыми стандартами API, в которых используются методы, которые должны быть хорошо известны специалисту в области приготовления флюидов.
Понизители водоотдачи обычно действуют, покрывая стенки скважины во время бурения скважины. Подходящие понизители водоотдачи, которые могут найти применение в настоящем изобретении, включают: модифицированные лигниты, асфальтовые соединения, гильсонит, органофильные гуматы, полученные в результате реакции гуминовой кислоты с амидами или полиалкиленполиаминами, и другие нетоксичные добавки для понижения водоотдачи. Обычно понизители водоотдачи добавляют в количестве менее приблизительно 10% и, предпочтительно, менее приблизительно 5% по массе флюида.
Способ, используемый для приготовления скважинного флюида, описанного в настоящем документе, не является существенно важным. Например, обычные способы для приготовления скважинных флюидов могут использоваться аналогично способам, которые обычно используют для приготовления обычных буровых растворов на нефтяной основе. В одной характерной операции, требуемое количество маслянистого флюида, такого как углеводородная основа, и требуемое количество остальных компонентов добавляют последовательно при непрерывном перемешивании. Обратную эмульсию согласно настоящему изобретению формируют путем энергичного перемешивания, смешивания или сдвига маслянистого флюида и немаслянистого флюида.
Описанные скважинные флюиды в значительной степени применимы при бурении, заканчивании и обработке подземных нефтяных и газовых скважин. В частности, флюиды применимы при составлении промывочных жидкостей и растворов для заканчивания скважин для использования в скважинах с большим отклонением и в скважинах с большим отходом от вертикали. Такие флюиды особенно применимы при бурении горизонтальных скважин в нефтегазоносных пластах. Таким образом, данные флюиды могут закачиваться в ствол скважины и циркулировать через него.
ПРИМЕРЫ
3
В первом примере был приготовлен затравочный буровой раствор плотностью 1792,6 кг/м (14,96 фунтов на галлон (ppg)) с использованием системы подачи промывочной жидкости RHELIANT, предлагаемой M-I LLC, Хьюстон, Техас. Два образца этого затравочного бурового раствора обрабатывали с помощью разведения 50/50, как показано в таблице 1.
Таблица 1
<b>Обработка (г)</b>
<b>Пр. 1</b>
<b>Пр.2</b>
<b>Затравочный буровой раствор плотностью 14,96 ppg</b>
471,4
471,4
<b>IO 1618</b>
46,6
46,6
<b>EMI-3203</b>
5,0
5,0
<b>Этоксилат спирта 1</b>
4,0
-
<b>Этоксилат спирта 2</b>
-
4,0
<b>SURETROL</b>
0,50
0,50
<b>DURAMOD</b>
8,0
8,0
<b>LDP 2026</b>
1,00
1,00
<b>MICROBAR</b>
51,0
51,0
В этом наборе примеров этоксилат спирта 1 имел значение ГЛБ, равное 6,6 и соответствовал приведенной выше формуле I с олеильной группой в качестве R группы и значением n, равным 3. Этоксилат спирта 2 имел значение ГЛБ, равное 4,9, и соответствовал приведенной выше формуле I со стеариловой группой в качестве R группы и значением n, равным 2.
Реологические свойства исходного затравочного бурового раствора и буровых растворов из примера 1 и примера 2 приводятся ниже в таблице 2.
Таблица 2
<b>Темп. термического старения</b><b>Время термического старения</b><b>Условия старения</b>
<b>ЗАТРАВОЧНЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР 14,96 RHELIANT</b>
<b>Пример 1 </b>
<b>Пример 2 </b>
НАЧАЛЬНАЯ
<b>325</b>°<b>F</b>
НАЧАЛЬНАЯ
<b>325</b>°<b>F</b>
НАЧАЛЬНАЯ
<b>325</b>°<b>F</b>
<b>160 ч</b>
<b>160 ч</b>
<b>160 ч</b>
<b>Статичные</b>
<b>Статичные</b>
<b>Статичные</b>
<b>Температура измерения реологических свойств, </b>°<b>F</b>
<b>40</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>R600, </b>°<b>VG</b>
270
77
337
147
98
225
86
217
104
72
348
89
346
106
79
<b>R300, </b>°<b>VG</b>
147
44
172
87
60
124
56
119
60
45
180
56
175
62
46
<b>R200, </b>°<b>VG</b>
104
33
126
65
46
88
44
84
44
35
132
44
126
46
39
<b>R100, </b>°<b>VG</b>
58
21
73
42
32
52
31
49
28
24
81
30
72
28
27
<b>R6, </b>°<b>VG</b>
12
6
16
16
15
11
12
8
8
11
21
12
13
8
13
<b>R3, </b>°<b>VG</b>
10
5
14
15
14
9
11
6
6
11
18
11
11
7
13
<b>PV, cП</b>
123
33
14
60
38
101
30
98
44
27
168
33
171
44
33
<b>YP, фунтов/100 футов²</b>
24
11
165
27
22
23
26
21
16
18
12
23
4
18
13
<b>LSYP, фунтов/100 футов²</b>
8
4
12
14
13
7
10
4
4
11
15
10
9
6
13
<b>10-секундный гель, фунтов/100 футов</b><sup><b>2</b></sup>
13
9
37
27
16
17
7
14
24
47
20
27
15
24
<b>10-минутный гель, фунтов/100 футов</b><sup><b>2</b></sup>
32
17
48
30
35
30
12
26
29
66
32
55
33
33
<b>E.S. при 150</b>°<b>F, V</b>
559
593
1123
1005
1164
983
<b>Оседание 7 дней</b><b>ΔMW, ppg (325</b>°<b>F)</b>
2,50
2,88
2,69
Хотя не было заметного снижения коэффициента оседания за 7 дней, измеренного при 163°С (325°F) при вышеописанной обработке, в более поздних данных для примера 1 наблюдалось значительное снижение оседания при более низкой температуре 99-121°С (210-250°F).
3
В другом наборе примеров затравочный буровой раствор плотностью 1801 кг/м (15,03 ppg) (флюид EMS 4720, предлагаемый M-I SWACO, Хьюстон, Техас) был обработан, как показано в таблице 3 и таблице 4.
Таблица 3
<b>Пример 3</b>
<b>Затравочный буровой раствор плотностью 15,03 ppg </b>
<b>г</b>
315,8
<b>IO 1618</b>
<b>г</b>
64,4
<b>EMI-3203</b>
<b>г</b>
10,0
<b>Этоксилат спирта 1</b>
<b>г</b>
4,0
<b>LIME</b>
<b>г</b>
3,0
<b>Рассол CaCl2 (25%)</b>
<b>г</b>
32,7
<b>SURETROL (EMI-2487)</b>
<b>г</b>
1,0
<b>DURAMOD</b>
<b>г</b>
8,0
<b>RHEFLAT</b>
<b>г</b>
1,0
<b>EMI-1776</b>
<b>г</b>
181,6
Таблица 4
<b>Пример 4</b>
<b>Затравочный буровой раствор плотностью 15,03 ppg </b>
<b>г</b>
<b>315,8</b>
<b>IO 1618</b>
<b>г</b>
<b>58,7</b>
<b>EMI-3203</b>
<b>г</b>
<b>10,0</b>
<b>Этоксилат спирта 1</b>
<b>г</b>
<b>4,00</b>
<b>LIME</b>
<b>г</b>
<b>3,00</b>
<b>Рассол CaCl2 (25%)</b>
<b>г</b>
<b>30,3</b>
<b>SURETROL (EMI-2487)</b>
<b>г</b>
<b>1,00</b>
<b>DURAMOD</b>
<b>г</b>
<b>8,0</b>
<b>RHEFLAT</b>
<b>г</b>
<b>1,0</b>
<b>EMI-1776</b>
<b>г</b>
<b>169,8</b>
<b>ОЦЕНОЧНАЯ БАЗОВАЯ ГЛИНА API</b>
<b>г</b>
<b>20,0</b>
Реологические свойства исходного затравочного бурового раствора и буровых растворов из примера 3 и примера 4 приводятся ниже в таблице 5.
Таблица 5
<b>Темп. термического старения</b><b>Время термического старения</b><b>Условия старения</b>
<b>15,03 ppg EMS 4720</b><b>Общее LGS= 2,9%</b>
<b>Пример 3</b><b>Общее LGS= 1,4%</b>
<b>Пример 4</b><b>Общее LGS= 3,6%</b>
НАЧАЛЬНАЯ
<b>210</b>°<b>F</b>
НАЧАЛЬНАЯ
<b>210</b>°<b>F</b>
НАЧАЛЬНАЯ
<b>210</b>°<b>F</b>
<b>160</b>
<b>160</b>
<b>160</b>
<b>S</b>
<b>Статичные</b>
<b>Статичные</b>
<b>Температура измерения реологических свойств,</b>°<b>F</b>
<b>40</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>R600, </b>°<b>VG</b>
225
65
230
96
59
261
92
250
122
84
355
129
335
168
115
<b>R300, </b>°<b>VG</b>
122
38
125
53
33
143
56
137
70
49
197
81
191
97
70
<b>R200, </b>°<b>VG</b>
86
29
88
37
24
102
43
97
51
37
141
63
137
72
54
<b>R100, </b>°<b>VG</b>
48
19
49
21
15
58
29
54
31
23
84
44
80
46
36
<b>R6, </b>°<b>VG</b>
10
8
10
6
5
13
14
10
8
7
41
23
17
15
14
<b>R3, </b>°<b>VG</b>
8
7
8
5
4
11
13
7
7
6
38
22
13
13
12
<b>PV, cП</b>
103
27
105
43
26
118
36
113
52
35
158
48
159
71
45
<b>YP, фунтов/100 футов²</b>
19
11
20
10
7
25
20
24
18
14
39
33
32
26
25
<b>LSYP, фунтов/100 футов²</b>
6
6
6
4
3
9
12
4
6
5
35
21
9
11
10
<b>10-секундный гель, фунтов/100 футов</b><sup><b>2</b></sup>
10
12
9
7
7
15
28
11
11
12
28
52
18
20
23
<b>10-минутный гель, фунтов/100 футов</b><sup><b>2</b></sup>
28
25
21
15
15
36
45
21
21
23
68
117
37
36
36
<b>E.S. при 150</b>°<b>F, V</b>
328
428
1080
613
1419
918
<b>Оседание 7 дней</b><b>ΔMW, ppg (210</b>°<b>F)</b>
3,06
1,21
0,81
3
3
В другом примере был приготовлен затравочный буровой раствор плотностью 1797,4 кг/м (15 фунтов на галлон (ppg)) с использованием системы подачи промывочной жидкости RHELIANT, предлагаемой M-I LLC, Хьюстон, Техас. Затравочный буровой раствор был обработан, как показано ниже в таблице 6, для получения флюида плотностью 1677,57 кг/м (14 ppg) из примера 5.
Таблица 6
<b>Пример 5</b>
Затравочный буровой раствор плотностью 15,00 ppg
г
315,0
IO 1618
г
74,4
EMI-3203
г
10,0
Этоксилат спирта 1
г
4,00
LIME (<b>Известь)</b>
г
3,00
Рассол CaCl2 (25%)
г
32,50
SURETROL (EMI-2487)
г
1,00
DURAMOD
г
8,0
DRAGONITE XR
г
20,0
LDP 2026 (МОДИФИКАТОР РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ)
г
1,0
MICROBAR
г
146,6
Реологические свойства исходного затравочного бурового раствора и бурового раствора из примера 5 приводятся ниже в таблице 7.
Таблица 7
Затравочный буровой раствор плотностью 15,00 ppg
Пример 5 14,00 ppg
<b>Температура термического старения,</b>°<b>F</b>
НАЧАЛЬНАЯ
325
НАЧАЛЬНАЯ
210
250
280
300
325
<b>Термическое старение, ч</b>
160
160
160
160
160
160
<b>Статичный (S)/вращающийся</b>
S
S
S
S
S
S
<b>Температура измерения реологических свойств, </b>°<b>F</b>
40
150
40
100
150
40
150
40
100
150
40
100
150
40
100
150
40
100
150
40
100
150
<b>R600, </b>°<b>VG</b>
270
77
350
147
98
360
118
265
139
105
246
144
108
250
132
97
260
138
106
243
157
115
<b>R300, </b>°<b>VG</b>
147
44
172
87
60
188
77
152
83
67
142
88
70
142
82
64
144
84
70
143
97
77
<b>R200, </b>°<b>VG</b>
104
33
126
65
46
136
61
110
63
52
104
67
57
13
63
52
103
65
57
107
76
63
<b>R100, </b>°<b>VG</b>
58
21
73
42
32
82
43
63
41
36
61
46
41
62
43
38
60
43
42
67
52
48
<b>R6, </b>°<b>VG</b>
12
6
16
16
15
22
19
13
15
16
15
18
22
16
18
20
12
17
24
19
25
32
<b>R3, </b>°<b>VG</b>
10
5
14
15
14
19
18
12
14
14
13
17
20
14
16
18
10
16
23
17
23
30
<b>PV, cП</b>
123
33
178
60
38
172
41
113
56
38
104
56
38
108
50
33
116
54
36
100
60
38
<b>YP, фунтов/100 футов²</b>
24
11
-6
27
22
16
36
39
27
29
38
32
32
34
32
31
28
30
34
43
37
39
<b>LSYP, фунтов/100 футов²</b>
8
4
12
14
13
16
17
11
13
12
11
16
18
12
14
16
8
15
22
15
21
28
<b>10-секундный гель, фунтов/100 футов</b><sup><b>2</b></sup>
13
9
37
27
25
27
18
23
22
22
31
33
21
28
28
16
30
33
29
39
39
<b>10-минутный гель, фунтов/100 футов</b><sup><b>2</b></sup>
32
17
48
30
57
41
43
43
35
47
43
37
38
39
36
31
41
34
50
45
40
<b>E.S. при 150</b>°<b>F, V</b>
559
1128
1047
1090
1092
603
621
<b>Оседание 7 дней, ΔMW, ppg</b>
2,50
0,74
1,15
1,34
1,79
Н/О (загущенный)
В другом наборе примеров два буровых раствора были приготовлены, как показано ниже в таблице 8, причем пример 6 был приготовлен в виде сравнительного образца, эквивалентного патенту США № 8476206.
Таблица 8
<b>Обработка (г)</b>
<b>Пр. 6</b>
<b>Пр. 7</b>
<b>IO 1618</b>
баррелей
0,519
0,5235
<b>EMI-3203</b>
фунтов/баррель
--
16
<b>Этоксилат спирта 1</b>
фунтов/баррель
--
4
<b>SUREMUL</b>
фунтов/баррель
16
--
<b>SURETROL</b>
фунтов/баррель
--
1
<b>DURAMOD</b>
фунтов/баррель
4
8,0
<b>Известь</b>
фунтов/баррель
4
4
<b>MICROBAR</b>
фунтов/баррель
--
330,23
<b>Вода</b>
баррелей
0,152
0,1451
<b>CaCl</b><sub><b>2</b></sub>
фунтов/баррель
19,04
18,13
<b>ECOTROL RD</b>
фунтов/баррель
2
--
<b>SAFECARB 2</b>
фунтов/баррель
10
10
<b>PANGEL B-5</b>
фунтов/баррель
--
0,5
<b>M-I GEL SUPREME</b>
фунтов/баррель
4
--
<b>RHEFLAT</b>
фунтов/баррель
--
1
<b>SUREMOD</b>
фунтов/баррель
1
--
<b>M-I WATE</b>
фунтов/баррель
333
--
Реологические свойства буровых растворов из примера 6 и примера 7 приводятся ниже в таблице 9.
Таблица 9
<b>Пример 6</b><b>14,15 ppg</b>
<b>Пример 7</b>14,11 ppg
НАЧАЛЬНАЯ
<b>200</b>°<b>F</b>
НАЧАЛЬНАЯ
<b>210</b>°<b>F</b>
<b>62</b>
<b>72</b>
<b>Статичный</b>
<b>Статичный</b>
<b>Температура измерения реологических свойств,</b>°<b>F</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>R600, </b>°<b>VG</b>
TTTM
76
55
242
107
73
208
94
63
<b>R300, </b>°<b>VG</b>
242
43
32
134
61
43
114
52
37
<b>R200, </b>°<b>VG</b>
175
33
24
94
44
33
81
38
28
<b>R100, </b>°<b>VG</b>
105
22
16
52
27
21
44
22
18
<b>R6, </b>°<b>VG</b>
30
8
6
8
7
8
7
6
6
<b>R3, </b>°<b>VG</b>
23
7
5
6
6
7
5
4
5
<b>PV, cП</b>
TTTM
33
23
108
46
30
94
42
26
<b>YP, фунтов/100 футов²</b>
TTTM
10
9
26
15
13
20
10
11
<b>LSYP, фунтов/100 футов²</b>
16
6
4
4
5
6
3
2
4
<b>10-секундный гель, фунтов/100 футов</b><sup><b>2</b></sup>
50
9
6
8
9
14
6
7
7
<b>10-минутный гель, фунтов/100 футов</b><sup><b>2</b></sup>
51
19
22
16
21
43
12
15
21
<b>E.S. при 120°F, V</b>
659
1013
580
<b>ΔMW на забое, фунт-масса/галлон</b>
0,56-0,62
0,34-0,69
<b>Высокая температура и высокое давление при 250</b>°<b>F, мл</b>
2,0
3,2
<b>Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл</b>
0
0
TTTM - слишком турбулентный для измерения.
3
3
В другом примере затравочный буровой раствор плотностью 1348,05 кг/м (11,25 фунтов на галлон (ppg)) был обработан, как показано ниже в таблице 10 для получения флюидов плотностью 1737,48 кг/м (14,5 ppg) из примера 8 и примера 9. В примере 9 использовали комбинацию этоксилата спирта 3 в соответствии с вышеприведенной формулой I с ГЛБ, равным приблизительно 5, и олеильной группой в качестве R группы и значением n, равным 2, и этоксилата спирта 4 в соответствии с вышеприведенной формулой I с ГЛБ, равным приблизительно 9, и олеильной группой в качестве R группы и значением n, равным 5. Эта комбинация имеет рассчитанное значение ГЛБ, примерно равное значению только для этоксилата спирта 1.
Таблица 10
<b>Пример 8 (г)</b>
<b>Пример 9 (г)</b>
<b>EMS4720, Sevan LA, 11,25 ppg</b>
<b>240,0</b>
<b>240,0</b>
<b>IO 1618</b>
<b>50,0</b>
<b>50,0</b>
<b>Suremul, амин #20</b>
<b>10,0</b>
<b>10,0</b>
<b>Surewet </b>
<b>0,0</b>
<b>0,0</b>
<b>Этоксилат спирта 3</b>
<b>0,0</b>
<b>2,0</b>
<b>Этоксилат спирта 1</b>
<b>4,0</b>
<b>0,0</b>
<b>Этоксилат спирта 4</b>
<b>0,0</b>
<b>2,0</b>
<b>LIME</b>
<b>0,0</b>
<b>0,0</b>
<b>Рассол CaCl2 25%</b>
<b>12,0</b>
<b>12,0</b>
<b>ECOTROL HT </b>
<b>3,0</b>
<b>3,0</b>
<b>ONE TROL HT</b>
<b>0,0</b>
<b>0,0</b>
<b>DURAMOD</b>
<b>4,0</b>
<b>4,0</b>
<b>RHEFLAT</b>
<b>0,0</b>
<b>0,0</b>
<b>EMI-1776</b>
<b>250,0</b>
<b>250,0</b>
<b>ОЦЕНОЧНАЯ БАЗОВАЯ ГЛИНА API</b>
<b>25,0</b>
<b>25,0</b>
Реологические свойства бурового раствора из примера 8 приводятся ниже в таблице 11.
Таблица 11
Температура термического старения,°F
НАЧАЛЬНАЯ
325
325
Термическое старение, ч
16
160
Статичный /вращающийся
Динамический
Статичный
Масса бурового раствора, фунтов/галлон
14,50
14,50
14,50
Температура измерения реологических свойств, °F
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
R600, °VG
278
88
286
141
96
280
141
98
R300, °VG
152
53
160
83
59
156
83
61
R200, °VG
110
40
115
61
46
112
62
47
R100, °VG
64
26
67
39
31
65
40
32
R6, °VG
12
8
13
13
12
13
13
13
R3, °VG
10
7
11
11
12
11
12
12
PV, cП
126
0
35
126
58
37
124
58
37
YP, фунтов/100 футов²
26
0
18
34
25
22
32
25
24
LSYP, фунтов/100 футов²
8
0
6
9
9
12
9
11
11
10-секундный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
12
9
14
14
16
14
15
16
10-минутный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
22
20
31
30
33
28
32
27
Статический сдвиг, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
E.S. при 150°F, V
1065
1008
1019
Высокая температура и высокое давление Темп., °F
325
325
Водоотдача бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении, мл
7,4
8,6
Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл
0
0
Реологические свойства бурового раствора из примера 9 приводятся ниже в таблице 12.
Таблица 12
Температура термического старения,°F
НАЧАЛЬНАЯ
325
325
Термическое старение, ч
16
160
Статичный (S)/вращающийся (D)
D
S
Масса бурового раствора, фунтов/галлон
14,50
14,50
14,50
Температура измерения реологических свойств, °F
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
R600, °VG
288
90
281
132
92
300+
155
101
R300, °VG
160
53
153
79
57
180
93
64
R200, °VG
115
40
110
60
44
127
70
50
R100, °VG
65
25
63
38
31
74
45
35
R6, °VG
14
8
13
12
13
15
15
15
R3, °VG
11
7
11
11
11
13
14
14
PV, cП
128
0
37
128
53
35
#####
62
37
YP, фунтов/100 футов²
32
0
16
25
26
22
#####
31
27
LSYP, фунтов/100 футов²
8
0
6
9
10
9
11
13
13
10-секундный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
13
9
15
15
16
15
18
17
10-минутный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
23
16
25
26
29
25
25
23
Статический сдвиг, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
E.S. при 150°F, V
1030
880
Высокая температура и высокое давление Темп.,°F
325
325
Водоотдача бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении, мл
8,5
12,6
Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл
0
0
3
Пример 10 представляет собой флюид с таким же составом, что и для примера 8 (показан ниже в таблице 10), за исключением того, что 11,41 кг/м (4 ppb) вторичного этоксилата спирта в соответствии с формулой II, где n+n1=12 и n2=2, использовали вместо этоксилата спирта 1. Этот вторичный этоксилат спирта имеет ГЛБ, равный приблизительно 8. Реологические свойства бурового раствора из примера 3 приводятся ниже в таблице 13.
Таблица 13
Температура термического старения, °F
НАЧАЛЬНАЯ
325
325
Термическое старение, ч
16
160
Статичный /вращающийся
Динамический
Статичный
Масса бурового раствора, фунтов/галлон
14,50
14,50
14,50
Температура измерения реологических свойств, °F
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
R600, °VG
300
98
> 300
152
104
> 300
158
111
R300, °VG
171
61
172
91
65
185
96
71
R200, °VG
123
47
124
69
51
133
73
56
R100, °VG
74
32
73
45
35
79
49
40
R6, °VG
18
12
18
17
17
20
20
20
R3, °VG
15
10
15
16
16
17
18
18
PV, cП
129
0
37
#####
61
39
#####
62
40
YP, фунтов/100 футов²
42
0
24
#####
30
26
#####
34
31
LSYP, фунтов/100 футов²
12
0
8
12
15
15
14
16
16
10-секундный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
18
14
22
25
23
25
28
26
10-минутный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
37
27
47
39
31
48
42
33
Статический сдвиг, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
E.S. при 150°F, V
1080
886
903
Высокая температура и высокое давление Темп.,°F
325
325
Водоотдача бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении, мл
12,4
11,6
Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл
0
0
3
Сравнительный пример 1 представляет собой флюид с таким же составом, что и для примера 8 (показан ниже в таблице 10), за исключением того, что 11,41 кг/м (4 ppb) вторичного этоксилата спирта в соответствии с формулой II, где n+n1=12 и n2=6, использовали вместо этоксилата спирта 1. Этот вторичный этоксилат спирта имеет значение ГЛБ, равное приблизительно 12, и значение n2 за пределами обсуждаемого выше диапазона для того, чтобы быть подходящим для смачивающего агента. Реологические свойства бурового раствора из сравнительного примера 1 приводятся ниже в таблице 14.
Таблица 14
Температура термического старения, °F
НАЧАЛЬНАЯ
325
325
Термическое старение, ч
16
160
Статичный /вращающийся
Динамический
Статичный
Масса бурового раствора, фунтов/галлон
14,50
14,50
14,50
Температура измерения реологических свойств, °F
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
R600, °VG
300
89
> 300
154
107
> 300
218
165
R300, °VG
172
54
172
93
66
287
131
108
R200, °VG
130
41
121
71
52
211
99
85
R100, °VG
78
27
68
45
35
129
65
60
R6, °VG
20
9
12
17
15
34
24
29
R3, °VG
16
8
9
15
14
30
22
27
PV, cП
128
0
35
#####
61
41
#####
87
57
YP, фунтов/100 футов²
44
0
19
#####
32
25
#####
44
51
LSYP, фунтов/100 футов²
12
0
7
6
13
13
26
20
25
10-секундный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
20
10
10
20
19
44
28
29
10-минутный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
39
19
18
32
28
75
37
39
Статический сдвиг, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
E.S. при 150°F, V
514
537
692
Высокая температура и высокое давление Темп., °F
325
325
Водоотдача бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении, мл
10
16,6
Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл
0
0
3
Сравнительный пример 2 представляет собой флюид с таким же составом, что и для примера 8 (показан ниже в таблице 10), за исключением того, что 11,41 кг/м (4 ppb) вторичного этоксилата спирта в соответствии с формулой II, где n+n1=12 и n2=8, использовали вместо этоксилата спирта 1. Этот вторичный этоксилат спирта имеет значение ГЛБ, равное приблизительно 13, и значение n2 за пределами обсуждаемого выше диапазона для того, чтобы быть подходящим для смачивающего агента. Реологические свойства бурового раствора из сравнительного примера 2 приводятся ниже в таблице 15.
Таблица 15
Температура термического старения, °F
НАЧАЛЬНАЯ
325
325
Термическое старение, ч
16
160
Статичный /вращающийся
Динамический
Статичный
Масса бурового раствора, фунтов/галлон
14,50
14,50
14,50
Температура измерения реологических свойств, °F
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
R600, °VG
300+
95
300+
155
110
300+
175
139
R300, °VG
180
60
210
92
70
235
105
92
R200, °VG
132
45
154
70
54
177
79
74
R100, °VG
79
30
90
45
37
110
52
54
R6, °VG
20
10
20
16
16
35
20
29
R3, °VG
18
10
15
15
16
32
17
26
PV, cП
#####
0
35
#####
63
40
#####
70
47
YP, фунтов/100 футов²
#####
0
25
#####
29
30
#####
35
45
LSYP, фунтов/100 футов²
16
0
10
10
14
16
29
14
23
10-секундный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
24
14
27
21
24
50
25
32
10-минутный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
38
24
50
37
30
85
37
39
Статический сдвиг, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
E.S. при 150°F, V
350
370
Высокая температура и высокое давление Темп.,°F
325
325
Водоотдача бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении, мл
10
14
Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл
0
0
3
Сравнительный пример 3 представляет собой флюид с таким же составом, что и для примера 1 (показан ниже в таблице 10), за исключением того, что 11,41 кг/м (4 ppb) тристирилфенола с 14 группами этоксилата использовали вместо этоксилата спирта 1. Состав имеет значение ГЛБ, равное приблизительно 13. Реологические свойства бурового раствора из сравнительного примера 3 приводятся ниже в таблице 16.
Таблица 16
Температура термического старения, °F
НАЧАЛЬНАЯ
325
325
Термическое старение, ч
16
160
Статичный /вращающийся
Динамический
Статичный
Масса бурового раствора, фунтов/галлон
14,50
14,50
14,50
Температура измерения реологических свойств, °F
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
R600, °VG
300+
130
300+
179
138
300+
220
155
R300, °VG
200
80
199
110
91
225
137
109
R200, °VG
150
60
146
89
75
167
109
90
R100, °VG
92
40
90
60
54
105
75
71
R6, °VG
20
16
24
25
32
31
35
48
R3, °VG
16
15
22
24
32
30
34
47
PV, cП
#####
0
50
#####
69
47
#####
83
46
YP, фунтов/100 футов²
#####
0
30
#####
41
44
#####
54
63
LSYP, фунтов/100 футов²
12
0
14
20
23
32
29
33
46
10-секундный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
17
24
24
40
41
41
45
48
10-минутный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
46
38
38
53
44
85
62
52
Статический сдвиг, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
E.S. при 150°F, V
850
900
Высокая температура и высокое давление Темп., °F
325
325
Водоотдача бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении, мл
16
19
Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл
0,1
0,2
Пример 11 - оценка количества необходимой добавки
В приведенной ниже таблице 17 показан состав скважинного флюида, используемого для испытания количества неионогенной присадочной композиции, необходимой для достижения требуемых реологических свойств при низких температурах и стабильности при высоких температурах.
Таблица 17
VG-HT
0,20
IO 1618
144,0
Нагретый Suremul
12,0
Этоксилат спирта 1
переменная величина
ИЗВЕСТЬ
6,0
Рассол CaCl2 25%
65,0
Pexatrol 932
3,0
ONE TROL HT
0,0
DURAMOD
6,0
Rheflat
2,0
EMI-1776
325,0
ОЦЕНОЧНАЯ БАЗОВАЯ ГЛИНА API
25,0
Реологические свойства бурового раствора из примера 11 в случае, когда не добавляли этоксилат спирта 1, приводятся ниже в таблице 18.
Таблица 18
Температура термического старения, °F
НАЧАЛЬНАЯ
325
325
Термическое старение, ч
16
160
Статичный /вращающийся
Динамический
Статичный
Масса бурового раствора, фунтов/галлон
13,97
13,97
13,97
Температура измерения реологических свойств, °F
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
R600, °VG
300+
66
300+
111
69
262
95
63
R300, °VG
177
42
187
63
40
143
53
38
R200, °VG
127
34
130
45
30
99
39
29
R100, °VG
75
24
73
29
20
55
24
19
R6, °VG
19
10
20
9
8
12
9
10
R3, °VG
19
9
19
8
7
12
9
10
PV, cП
#####
0
24
#####
48
29
119
42
25
YP, фунтов/100 футов²
#####
0
18
#####
15
11
24
11
13
LSYP, фунтов/100 футов²
19
0
8
18
7
6
12
9
10
10-секундный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
22
15
28
14
16
17
20
19
10-минутный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
73
28
48
28
24
40
29
26
Статический сдвиг, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
E.S. при 150°F, V
700
1020
Высокая температура и высокое давление Темп.,°F
325
325
Водоотдача бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении, мл
9,6
13,4
Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл
0
0
Значение оседания ΔMW, ppg
2,83
Нефть в свободном состоянии, мл
86
3
Реологические свойства бурового раствора из примера 11, когда был добавлен 2,57 кг/м (0,9 ppb) этоксилат спирта 1, приводятся ниже в таблице 19.
Таблица 19
Температура термического старения,°F
НАЧАЛЬНАЯ
325
325
Термическое старение, ч
16
160
Статичный /вращающийся
Динамический
Статичный
Масса бурового раствора, фунтов/галлон
13,97
13,97
13,97
Температура измерения реологических свойств, °F
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
R600, °VG
300+
59
298
104
67
251
99
67
R300, °VG
167
35
164
56
39
136
55
39
R200, °VG
119
26
115
40
29
95
39
29
R100,°VG
67
17
64
24
17
51
24
19
R6, °VG
17
7
15
6
6
10
7
9
R3, °VG
16
6
13
5
6
9
7
8
PV, cП
#####
0
24
134
48
28
115
44
28
YP, фунтов/100 футов²
#####
0
11
30
8
11
21
11
11
LSYP, фунтов/100 футов²
15
0
5
11
4
6
8
7
7
10-секундный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
17
10
19
10
15
13
17
20
10-минутный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
61
28
40
28
24
34
20
28
Статический сдвиг, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
E.S. при 150°F, V
670
650
Высокая температура и высокое давление Темп., °F
325
325
Водоотдача бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении, мл
8,8
17
Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл
0
0,4
Значение оседания ΔMW, ppg
2,83
Нефть в свободном состоянии, мл
82
3
Реологические свойства бурового раствора из примера 11, когда был добавлен 5,14 кг/м (1,8 ppb) этоксилат спирта 1, приводятся ниже в таблице 20.
Таблица 20
Температура термического старения, °F
НАЧАЛЬНАЯ
325
325
Термическое старение, ч
16
160
Статичный /вращающийся
Динамический
Статичный
Масса бурового раствора, фунтов/галлон
13,97
13,97
13,97
Температура измерения реологических свойств, °F
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
R600, °VG
285
61
284
106
69
251
99
67
R300, °VG
157
35
154
58
39
136
56
39
R200, °VG
112
27
107
41
30
96
40
29
R100, °VG
63
17
58
24
19
52
25
20
R6, °VG
12
7
9
6
7
10
8
10
R3, °VG
11
7
9
6
7
9
8
10
PV, cП
128
0
26
130
48
30
115
43
28
YP, фунтов/100 футов²
29
0
9
24
10
9
21
13
11
LSYP, фунтов/100 футов²
10
0
7
9
6
7
8
8
10
10-секундный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
15
12
11
10
14
13
17
24
10-минутный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
45
30
25
29
28
28
30
29
Статический сдвиг, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
E.S. при 150°F, V
610
620
Высокая температура и высокое давление Темп., °F
325
325
Водоотдача бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении, мл
9
17
Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл
0
0,6
Значение оседания ΔMW, ppg
2,53
Нефть в свободном состоянии, мл
73
3
Реологические свойства бурового раствора из примера 11, когда был добавлен 7,99 кг/м (2,8 ppb) этоксилат спирта 1, приводятся ниже в таблице 21.
Таблица 21
Температура термического старения, °F
НАЧАЛЬНАЯ
325
325
Термическое старение, ч
16
160
Статичный /вращающийся
Динамический
Статичный
Масса бурового раствора, фунтов/галлон
13,97
13,97
13,97
Температура измерения реологических свойств, °F
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
R600, °VG
235
60
265
102
71
232
110
77
R300, °VG
124
34
142
55
40
127
60
45
R200, °VG
85
25
98
39
29
87
43
34
R100, °VG
46
15
53
22
17
48
26
23
R6, °VG
6
5
8
5
7
8
9
12
R3, °VG
4
5
6
5
7
7
8
11
PV, cП
111
0
26
123
47
31
105
50
32
YP, фунтов/100 футов²
13
0
8
19
8
9
22
10
13
LSYP, фунтов/100 футов²
2
0
5
4
5
7
6
7
10
10-секундный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
7
12
8
8
12
10
19
24
10-минутный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
24
32
20
26
35
25
33
32
Статический сдвиг, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
E.S. при 150°F, V
570
940
Высокая температура и высокое давление Темп., °F
325
325
Водоотдача бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении, мл
8,8
17
Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл
0
0,2
Значение оседания ΔMW, ppg
2,13
Нефть в свободном состоянии, мл
68
3
Реологические свойства бурового раствора из примера 11, когда был добавлен 10,56 кг/м (3,7 ppb) этоксилат спирта 1, приводятся ниже в таблице 21a.
Таблица 21a
Температура термического старения, °F
НАЧАЛЬНАЯ
325
325
Термическое старение, ч
16
160
Статичный /вращающийся
Динамический
Статичный
Масса бурового раствора, фунтов/галлон
13,97
13,97
13,97
Температура измерения реологических свойств, °F
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
R600, °VG
235
65
260
104
72
216
111
75
R300, °VG
127
37
141
56
42
119
61
45
R200, °VG
87
27
98
40
30
83
43
34
R100, °VG
47
16
53
24
19
45
26
23
R6, °VG
6
5
8
6
7
8
9
13
R3, °VG
4
5
6
5
7
7
9
13
PV, cП
108
0
28
119
48
30
97
50
30
YP, фунтов/100 футов²
19
0
9
22
8
12
22
11
15
LSYP, фунтов/100 футов²
2
0
5
4
4
7
6
9
13
10-секундный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
7
12
8
8
13
10
21
27
10-минутный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
20
37
19
29
41
28
36
34
Статический сдвиг, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
E.S. при 150°F, V
670
1150
Высокая температура и высокое давление Темп., °F
325
325
Водоотдача бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении, мл
8,8
17
Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл
0
0,1
Значение оседания ΔMW, ppg
2,13
Нефть в свободном состоянии, мл
62
Пример 12 - оценка добавления смачивающего агента после горячей прокатки.
3
3
3
В этом примере флюид, приготовленный как показано выше в таблице 17, и недостаточное количество смачивающего агента добавляют перед горячей прокаткой флюида при температуре 163°С (325°F) в течение 16 часов. Добавленный смачивающий агент составлял 2,57 кг/м (0,9 ppb) этоксилата спирта 1. После горячей прокатки к горячекатанному флюиду добавляли еще 8,56 кг/м (3 ppb) этоксилата спирта 1 и смешивали в течение 5 минут. Реологические свойства двух вышеописанных буровых растворов и бурового раствора с 11,13 кг/м (3,9 ppb) этоксилата спирта 1, добавленного после 12 часов старения приводятся ниже в таблице 22.
Таблица 22
Температура термического старения, °F
0,9 фунтов на баррель этоксилата спирта 1
3,9 фунтов на баррель этоксилата спирта 1 (после перемешивания в течении 5 минут)
3,9 фунтов на баррель этоксилата спирта 1 (после старения в течение 12 часов и перемешивания в течении 5 минут)
Термическое старение, ч
16
12
Статичный /вращающийся
Динамический
Динамический
Масса бурового раствора, фунтов/галлон
13,97
13,97
13,97
Температура измерения реологических свойств, °F
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
<b>40</b>
<b>100</b>
<b>150</b>
R600, °VG
300+
105
66
215
89
59
212
87
60
R300, °VG
170
58
38
118
48
33
115
47
34
R200, °VG
122
41
29
83
33
24
80
33
24
R100, °VG
70
25
19
45
19
14
43
19
14
R6, °VG
18
7
7
7
4
5
6
4
4
R3, °VG
15
6
7
5
4
4
5
4
4
PV, cП
###
47
28
97
41
26
97
40
26
YP, фунтов/100 футов²
###
11
10
21
7
7
18
7
8
LSYP, фунтов/100 футов²
12
5
7
3
4
3
4
4
4
10-секундный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
24
10
12
8
5
7
6
5
7
10-минутный гель, фунтов/100 футов<sup>2</sup>
48
25
30
11
11
19
10
11
20
Хотя выше подробно были описаны только несколько иллюстративных вариантов осуществления, специалистам в данной области техники будет очевидно, что в иллюстративных вариантах осуществления возможны многие модификации без существенного отступления от сути настоящего изобретения. Соответственно, все такие модификации предназначены для включения в объем настоящего изобретения, который определен в следующей формуле изобретения.