ИНГИБИТОРЫ НАБУХАНИЯ ГЛИН ДЛЯ БУРОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
INHIBITORS OF CLAY SWELLING FOR DRILLING INDUSTRY

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу ингибирования гидратации глин при операциях бурения, включающему в себя применение бурового раствора на водной основе, содержащего ингибиторы гидратации, для буровой промышленности, т.е. для продуктов, которые являются эффективными в отношении ингибирования набухания глин (также называемых глинистыми сланцами), контактирующих с жидкостями, применяемыми при бурении и строительстве нефтяных и газовых скважин в нефтедобывающей промышленности.
Ингибиторы гидратации глин (также называемые ингибиторами глин или ингибиторами гидратации) согласно настоящему изобретению представляют собой бис-гексаметилентриамин и его соли.
Предпосылки создания изобретения
При роторном бурении скважин буровой раствор циркулирует по подземной скважине, перенося обломки выбуренной породы от бурового долота к поверхности. Одновременно буровой раствор охлаждает и очищает буровое долото, уменьшает трение между бурильной колонной и пробуренной скважиной и стабилизирует необсаженный интервал ствола скважины. Обычно буровые растворы образуют малопроницаемый фильтрационный осадок для устранения любой проницаемости, связанной с окружающими геологическими формациями.
Буровые растворы можно классифицировать по их жидкой основе: растворы на нефтяной основе, которые содержат твердые частицы, суспендированные в нефтяной непрерывной фазе и, возможно, воду или рассол, эмульгированные в нефти. В качестве альтернативы, буровые растворы на водной основе содержат твердые частицы, суспендированные в воде или в рассоле. К буровым растворам на водной основе могут быть добавлены (преднамеренно или иначе) и другие компоненты: а) органические или неорганические коллоиды, такие как глины, применяемые для придания вязкости и фильтрационных свойств; b) растворимые соли или нерастворимые неорганические минералы, применяемые для увеличения плотности раствора; с) для придания иных желательных свойств могут быть добавлены другие необязательные компоненты - такие как дисперсанты, смазывающие средства, ингибиторы коррозии, пеногасители или поверхностно-активные вещества; d) при операциях бурения в буровом растворе могут диспергироваться твердые вещества окружающей породы.
Твердые вещества, диспергируемые в буровом растворе, включают в себя выбуренные обломки породы, грунт и твердый материал из окружающей неустойчивой формации. Когда из породы отделяются твердые материалы, представляющие собой набухающую глину, возможно неблагоприятное увеличение продолжительности бурения, повышающее издержки. Глины обычно состоят из слоев, которые имеют открытые поверхностные гидроксилы. Многовалентные атомы могут создавать отрицательный потенциал на поверхности глины и в этом случае катионы могут адсорбироваться на этой поверхности. Может происходить и обмен этих катионов. Замещающие изменения в глинистой структуре и присутствие заменяемых катионов влияет на способность глины набухать в воде. Например, поверхностная гидратация способствует набуханию с молекулами воды, адсорбированными на поверхностях глин. Таким образом, могут набухать глины всех типов.
Другой тип набухания, называемый осмотическим набуханием, имеет место тогда, когда междуслойная концентрация ионов выщелачивает воду между единичными слоями глины, вызывая ее набухание. Осмотическому набуханию подвержены лишь некоторые глины. Все типы набухания глин создают целый ряд осложнений. Набухание увеличивает гидродинамическое сопротивление между бурильной колонной и боковыми поверхностями ствола скважины. Это может вызывать прекращение циркуляции бурового раствора и прихват бурильной колонны и долота. Поэтому разработка эффективных ингибиторов набухания глин является важной для промышленности нефте- и газоразведки. Настоящее изобретение направлено на преодоление этих трудностей. Известно много ингибиторов набухания глин, включая неорганические соли (такие как хлорид калия), которые эффективно ингибируют набухание глин и которые хорошо известны квалифицированным специалистам в данной области техники. Зарегистрировано много патентов, которые описывают технические приемы или продукты, которые можно применять для ингибирования набухания глин. Не приводя полную сводку патентной литературы, лишь в качестве примеров можно назвать ингибиторные композиции, основанные на: а) неорганических фосфатах, описанных в US 4605068 (Young et al.); b) полиалкоксидиаминах и их солях, описанных в US 6484821, US 6609578, US 6247543 и US 20030106718 (авторами всех этих патентов являются Patel at al.); c) производных холина, описанных в US 5908814 (Patel et al.); d) олигометилендиаминах и их солях, описанных в US 5771971 (Horton et al.) и US 20020155956 (Chamberlain et al.). В частности, патент США № 5771971 описывает применение диаминов с длиной цепи не более 8 атомов, но не сообщает о применении триаминов.
Заявка на патент США № 2007/0207932 (Merli et al.) относится к способу ингибирования гидратации глин при операциях бурения, включающему в себя применение бурового раствора на водной основе, содержащего 1,2-циклогександиамин и/или его соли.
Сущность изобретения
В одном аспекте настоящее изобретение представляет собой способ ингибирования гидратации глин при операциях бурения, включающий в себя применение бурового раствора на водной основе, содержащего от приблизительно 0,2 до приблизительно 5% по массе ингибитора гидратации, который содержит бис-гексаметилентриамин, соль бис-гексаметилентриамина или их смеси.
В другом аспекте настоящее изобретение представляет собой способ ингибирования гидратации глин при операциях бурения, включающий в себя применение бурового раствора на водной основе, содержащего от приблизительно 0,02 до приблизительно 5% по массе ингибитора гидратации, который содержит бис-гексаметилентриамин, соль бис-гексаметилентриамина или их смеси.
В другом аспекте настоящее изобретение представляет собой ингибитор гидратации, содержащий не менее 10% по массе гидрохлоридной соли бис-гексаметилентриамина.
В еще одном другом аспекте настоящее изобретение представляет собой буровой раствор на водной основе, содержащий от 2,2 до 5% по массе ингибитора гидратации, содержащего не менее 10% по массе бис-гексаметилентриамина, солей бис-гексаметилентриамина или их смесей.
Кроме того, настоящее изобретение представляет собой буровой раствор на водной основе, содержащий от 0,02 до 5% по массе бис-гексаметилентриамина, солей бис-гексаметилентриамина или их смесей.
Краткое описание чертежей
Примеры приведены, как описано ниже и проиллюстрировано на чертеже.
Следующие аббревиатуры, использованные на чертеже, обозначают ингибитор набухания глин, содержащийся в буровом растворе.
KCl - хлорид калия от Aldrich Chemicals Co.
BHTb - гидрохлоридная соль высококипящего побочного продукта очистки гексаметилендиамина, содержащего 24,5% по массе бис-гексаметилентриамина (Bhtb), полученного посредством добавления 53,4 г 30%-ной по массе HCl и 7 г воды к 39,5 г Bhtb (pH около 10)
HMDA - гидрохлоридная соль гексаметилендиамина, полученная посредством добавления 30%-ной по массе HCl к гексаметилендиамину (98%, от Aldrich Chemicals Co.) до pH около 10.
BHT - гидрохлоридная соль бис-гексаметилентриамина, полученная посредством добавления 30%-ной по массе HCl к бис-гексаметилентриамину (98%, от Aldrich Chemicals Co.) до pH около 10.
BHT+HMDA - смесь гидрохлоридных солей бис-гексаметилентриамина и гексаметилендиамина (24,5% по массе и 56,3% по массе, соответственно) в воде, полученная посредством добавления 30%-ной по массе HCl к смеси аминов до рН около 10.
На Фиг. 1 приведены конечные значения, полученные при тесте с набуханием бентонита. На Фиг. 1 аббревиатура AHR означает «After Hot Rolling» («после перемешивания с перекатыванием в горячем состоянии»).
Подробное описание изобретения
В настоящее время было обнаружено, что бис-гексаметилентриамин и его соли положительно влияют на стабилизацию набухания глин. Бис-гексаметилентриамин и его соли проявили себя превосходными ингибиторами набухания глин для нефтяной промышленности, способными эффективно ингибировать набухание глин в подземных пластах.
Поэтому основным предметом настоящего изобретения является способ ингибирования гидратации глин при операциях бурения, включающий в себя применение бурового раствора, содержащего от 0,2 до 5% по массе (предпочтительно, от 0,5 до 3% по массе) ингибитора гидратации, содержащего не менее 10% по массе бис-гексаметилентриамина, солей бис-гексаметилентриамина или их смеси, что соответствует способу, в котором буровой раствор на водной основе содержит от 0,02 до 5% по массе (предпочтительно от 0,05 до 3% по массе) бис-гексаметилентриамина, солей бис-гексаметилентриамина или их смеси.
Согласно предпочтительному аспекту настоящего изобретения указанный буровой раствор на водной основе содержит от 0,04 до 5% по массе бис-гексаметилентриамина, солей бис-гексаметилентриамина или их смеси.
В еще одном другом аспекте настоящее изобретение представляет собой буровой раствор на водной основе, содержащий от 0,2 до 5% по массе (предпочтительно, от 0,5 до 3% по массе) ингибитора гидратации, содержащего не менее 10% по массе бис-гексаметилентриамина, солей бис-гексаметилентриамина или их смеси; согласно этому аспекту буровой раствор на водной основе содержит от 0,02 до 5% по массе (предпочтительно, от 0,05 до 3% по массе) бис-гексаметилентриамина, солей бис-гексаметилентриамина или их смеси.
Соли бис-гексаметилентриамина, применимые для осуществления настоящего изобретения, являются неорганическими или органическими; предпочтительные соли представляют собой соли, образованные с хлористоводородной кислотой, фосфорной кислотой, муравьиной кислотой, уксусной кислотой (более предпочтительно, с хлористоводородной кислотой).
Предпочтительно, все аминогруппы бис-гексаметилентриамина переведены в солевую форму.
Испытания на пригодность, проведенные на ингибиторах набухания глин согласно настоящему изобретению и на ингибиторах набухания глин предшествующего уровня техники, выполняли с водным раствором очищенной гидрохлоридной соли бис-гексаметилентриамина (приблизительно 98% по массе). Кроме того, было обнаружено, что, выгодным образом, ингибитор набухания глин согласно настоящему изобретению может представлять собой гидрохлоридную соль высококипящего побочного продукта очистки гексаметилендиамина (продукт, коммерчески известный как донный остаток HMDA), который обычно содержит переменные количества бис-гексаметилентриамина и может быть описан номером CAS 68411-90-5.
Гексаметилендиамин широко применяют при производстве нейлона 66; обычно его получают посредством гидрогенизации адипонитрила с последующей перегонкой продуктов реакции. Отгонка гексаметилендиамина оставляет остаток (в настоящем тексте называемый «высококипящим побочным продуктом очистки гексаметилендиамина» или «донным остатком HMDA»), который содержит значительные количества бис-гексаметилентриамина вместе с гексаметилендиамином, высшими полиаминами, водой и NaOH. В настоящее время донный остаток HMDA находит лишь ограниченное применение.
В настоящее время было неожиданно обнаружено, что донный остаток HMDA и его соли можно применять в качестве очень эффективного ингибитора гидратации глин для буровых растворов на водной основе.
Было доказано, что бис-гексаметилентриамин сам по себе является очень эффективным ингибитором гидратации, демонстрирующим эффективность, близкую к эффективности гексаметилендиамина; кроме того, соединения, содержащиеся в донном остатке HMDA вместе с гексаметилендиамином и бис-гексаметилентриамином, не оказывают неблагоприятного влияния на эффективность продукта.
Обычно подходящий состав донного остатка HMDA является следующим (% по массе):
Бис-гексаметилентриамин
20-50
Гексаметилендиамин
20-70
1,2-Циклогександиамин
0-30
NaOH
0-10
Вода
10-30
Высшие полиамины
0-20
Согласно преимущественному варианту осуществления настоящего изобретения ингибитор гидратации согласно настоящему изобретению представляет собой водный раствор, который содержит не менее 10% по массе гидрохлоридной соли бис-гексаметилентриамина, и, наиболее предпочтительно, указанный ингибитор гидратации представляет собой водный раствор, содержащий от 40 до 60% по массе воды и гидрохлоридную соль высококипящего побочного продукта очистки гексаметилендиамина. Было найдено, что вышеуказанный жидкий ингибитор гидратации является стабильным при температуре окружающей среды (и даже при -18°C/+50°C), что особенно полезно для его транспортировки, хранения и применения.
Ингибитор гидратации согласно настоящему изобретению может даже содержать менее 10% по массе гидрохлоридной соли бис-гексаметилентриамина (но, преимущественно, не менее 5% по массе) при условии, что указанный ингибитор дозируют в буровой раствор на водной основе в таком количестве, чтобы содержание гидрохлоридной соли бис-гексаметилентриамина в этом растворе составляло от 0,02 до 5% по массе.
Указанный буровой раствор на водной основе содержит непрерывную фазу на водной основе и обычно применяемые добавки, хорошо известные квалифицированным специалистам в данной области техники, такие как утяжелители, загустители, дисперсанты, смазывающие средства, ингибиторы коррозии, пеногасители и поверхностно-активные вещества; порядок, в котором эти дополнительные компоненты и ингибиторы гидратации глин согласно настоящему изобретению добавляют в буровой раствор, не является критичным. Применимые утяжелители могут быть выбранными из барита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, карбоната магния, органических и неорганических солей магния, хлорида кальция, бромида кальция, хлорида магния, галогенидов цинка, формиатов щелочных металлов, нитратов щелочных металлов и их комбинаций.
Указанная непрерывная фаза на водной основе может быть выбранной из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей.
Примеры
Испытания на пригодность проводили для определения способности бис-гексаметилендиамина (и его смесей) ингибировать набухание бентонитовой глины в водной жидкости, сравнивая его способность ингибировать набухание бентонита с аналогичной способностью гексаметилендиамина и хлорида калия, которые хорошо известны в качестве ингибиторов набухания глин.
Методики, использованные в испытании на пригодность, были следующими.
Испытание с набуханием бентонита
350 г водопроводной воды и 8 г (8 млрд.д.) ингибитора набухания глины помещали в чистый стеклянный сосуд; добавляли 40 г (40 млрд.д.) бентонита и смесь (суспензию) встряхивали на шейкере Hamilton Beach Shaker в течение 30 минут. Все образцы доводили до рН 9. Смесь перемешивали с перекатыванием при 150°F (66°С) в течение 16 часов, после чего измеряли ее реологию с использованием вискозиметра Fann 35 A. Процедуру повторяли опять, каждый раз добавляя дополнительно 10 г бентонита, пока суспензия не становилась слишком вязкой для измерения.
Испытания с восстановлением
Образец высушенного глинистого сланца измельчали и просеивали через 4-мм и 2-мм сита. Измельченные частицы глинистого сланца, которые прошли через 4-мм сито, но оставались на 2-мм сите (например, частицы глинистого сланца с размером менее 4 мм, но более 2 мм), отбирали для использования в этом конкретном испытании. Для каждой испытуемой жидкости отбирали и отвешивали по 100 г образца, отсортированного по размеру.
8 г ингибитора набухания глинистого сланца добавляли к 350 мл синтетической морской воды и затем жидкость перемешивали на шейкере Hamilton Beach Shaker в течение 15 минут. Все образцы доводили до рН 9.
100 г образца глинистого сланца, отсортированного по размеру, добавляли к этой жидкости, находящейся в бутыли. Бутыль закупоривали и встряхивали для диспергирования частиц образца глинистого сланца. Бутыль помещали в предварительно нагретый термостат и перемешивали с перекатыванием в горячем состоянии при 150°F (66°С) в течение 16 часов. После завершения этого 16-часового перемешивания с перекатыванием образец охлаждали до комнатной температуры.
Затем содержимое бутыли с образцом выливали на сито 10 меш (2 мм). Внутренность бутыли тщательно ополаскивали жидкостью, собранной после пропускания через сито с отбором 2-мм фракции глинистого сланца. Бутыль повторно ополаскивали и до удаления из нее всего глинистого сланца. После этого образец помещали во взвешенную чашку и переносили в сушильный шкаф, нагретый до 250°F (121°С), для высушивания до постоянной массы. Высушенный образец глинистого сланца взвешивали. Затем определяли процент восстановления глинистого сланца для каждой испытуемой жидкости, рассчитывая его по следующей формуле:
h
Процент восстановления = (масса в граммах высушенного восстановленного глинистого сланца)/(100-w)×100,
h
где w представляет собой первоначальное содержание влаги в глинистом сланце, отсортированном по размеру. Это первоначальное содержание влаги в глинистом сланце, отсортированном по размеру, определяют, высушивая навеску образца глинистого сланца в нагретом сушильном шкафу при 250°F (121°С) до постоянной массы. После этого образец взвешивают.
Процент первоначального содержания влаги рассчитывают следующим образом:
h
w= (масса в граммах высушенного глинистого сланца)/(первоначальная масса использованного глинистого сланца)×100.
Чем выше процент восстановления, тем выше эффективность ингибирования гидратации испытанного продукта.
Испытывали следующие ингибиторы набухания глины:
KCl - хлорид калия от Aldrich Chemicals Co.
BHTb - гидрохлоридная соль высококипящего побочного продукта очистки гексаметилендиамина, содержащего 24,5% по массе бис-гексаметилентриамина (Bhtb), полученного посредством добавления 53,4 г 30%-ной по массе HCl и 7 г воды к 39,5 г Bhtb (pH около 10).
HMDA - гидрохлоридная соль гексаметилендиамина, полученная посредством добавления 30%-ной по массе HCl к гексаметилендиамину (98%, от Aldrich Chemicals Co.) до pH около 10.
BHT - гидрохлоридная соль бис-гексаметилентриамина, полученная посредством добавления 30%-ной по массе HCl к бис-гексаметилентриамину (98%, от Aldrich Chemicals Co.) до pH около 10.
BHT+HMDA - смесь гидрохлоридных солей бис-гексаметилентриамина и гексаметилендиамина (24,5% по массе и 56,3% по массе, соответственно) в воде, полученная посредством добавления 30%-ной по массе HCl к смеси аминов до рН около 10.
Результаты испытаний с восстановлением приведены в Таблице 1.
<b>Таблица 1</b>
Ингибитор гидратации
% восстановления глины
BHTb
41
BHT
43
HMDA
31
KCl
6
BHT+HMDA
41
Результаты испытаний с набуханием бентонита представлены на Фиг. 1.
Эти результаты показывают, что бис-гексаметилентриамин сам по себе является весьма эффективным ингибитором гидратации и что удобным образом донный остаток HMDA можно использовать в качестве эффективного ингибитора набухания глины, представляющего собой удобный и подходящий источник бис-гексаметилентриамина. Сравнение образцов BHT+HMDA и BHTb показывает, что дополнительный материал, содержащийся в донном остатке HMDA, не изменяет эффективности двух главных активных ингредиентов (гексаметилендиамина и бис-гексаметилентриамина).
Хотя композиции и способы настоящего изобретения описаны в условиях предпочтительных вариантов его осуществления, квалифицированным специалистам в данной области техники будет понятно, что в способе, описанном в настоящем документе, возможны вариации, не выходящие за пределы концепции и объема настоящего изобретения. Все такие и им подобные замены и модификации, очевидные квалифицированным специалистам в данной области техники, считаются входящими в объем настоящего изобретения и соответствующими его концепции, как это изложено в нижеследующих пунктах формулы изобретения.