СНИЖАЮЩИЕ ТРЕНИЕ КОМПОЗИЦИИ ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ В БУРИЛЬНЫХ ОПЕРАЦИЯХ
FRICTION-REDUCING COMPOSITIONS FOR USE IN DRILLING OPERATIONS

Притязание на приоритет
В настоящей заявке испрашивается приоритет и преимущество согласно заявки на патент США №62/439653, поданной 28 декабря 2016 г., и европейской заявки №17160013.3, поданной 9 марта 2017 г., которые включены в настоящее описание в полном объеме в качестве ссылок.
Перекрестные ссылки на родственные заявки
Настоящее изобретение относится к заявкам США №№2017-0002251 "Glycerol Carbamate Based Lubricant Compositions And Methods Of Making And Using Same", 2017-0002254 "Lubricant Compositions and Methods of Making and Using Same", 2017-0002252 "Lubricant Compositions and Methods of Making and Using Same", 2017-0002253 "Lubricant Compositions Containing Phosphates and/or Phosphites and Methods of Making and Using Same", 2017-0002250 "Lubricant Compositions Comprising Diol Functional Groups and Methods of Making and Using Same", одновременно поданной заявки на патент США №62/439660 "Friction-Reducing Compositions for Use in Drilling Operations" и одновременно поданной частично продолжающейся заявке на патент США №2017-0107417 "Lubricant Compositions and Methods of Making and Using Same".
Область настоящего изобретения
Настоящее изобретение относится к снижающим трение композициям, пригодным для бурильных операций.
Предпосылки создания настоящего изобретения
При проведении бурильных операций для разработки природных ресурсов с целью удаления бурового шлама из ствола скважины, смазывания и охлаждения бурового долота, необходимо использовать флюид, который контролирует давление в пласте и поддерживает стабильность скважины. Во множестве пластов при проведении бурильных операций возникают проблемы. Например, горизонтальное смещение, которое происходит при бурении с большим отходом забоя от вертикали (БОВ), часто ограничено скручивающими и осевыми потерями из-за трения. Считается, что в такие потери при трении вносят вклад поверхностные взаимодействия, такие как вращение бурильной колонны. В процессе бурения с большим отходом потери при трении могут быть снижены при использовании основанного на углеводороде бурового флюида, например, бурового раствора на нефтяной основе. Такие буровые флюиды обычно используют для множества скважин и в течение нескольких лет. В процессе применения часто добавляют компоненты для пополнения объема из-за потерь, деградации компонентов и/или для коррекции свойств. Например, для дополнительного снижения потерь при трении в буровой флюид можно добавлять добавки.
Тем не менее, бурение с большим отходом может быть более пригодным, если более длинные стволы скважин будут подвергаться эффективному бурению. Таким образом, существует необходимость в разработке новых снижающих трение композиций, например, для применения в бурильных опрерациях, прежде всего в бурении с большим отходом.
Представляющие интерес ссылки включают Suresh и др., "Synthesis, Structure, and Properties of Novel Polyols from Cardanol and Developed Polyurethanes," Ind. Eng. Chem. Res., т. 44, cc. 4504-4512 (2005), Ionescu и др., "Polyols and Rigid Polyurethane Foams from Cashew Nut Shell Liquid," J. Polym. Environ., т. 20, cc. 647-658 (2012) и Vorin и др, "Functionalization of Cardanol: Towards Biobased Polymers and Additives," Polym. Chem., т. 5, cc. 3142-3162 (2014), Gupta и др., "Preparation and characterization of electrically conducting Langmuir-Blodgett films of poly(N-octadecylaniline)," J. Coll. Int. Sci., т. 285, cc. 67 (2005), и Ito и др., "n-Alkyl Group-Substituted Poly(m-aniline)s: Synthesis and Magnetic Properties," Macromolecules, т. 28(16), cc. 5618-5626 (1995).
Краткое описание настоящего изобретения
Объект настоящего изобретения частично относится к открытию того факта, что определенные композиции при добавлении в буровую композицию на основе нефти могут в значительной степени снижать коэффициент трения, наблюдаемый при бурильных операциях. Считается, что такое снижение коэффициента трения может привести к улучшению бурения, прежде всего бурения длинных стволов скважин.
Таким образом, в одном объекте настоящая заявка относится к способам проведения бурильных операций с использованием буровой композиции на основе нефти. Такие способы в основном включают проведение бурильной операции в течение периода времени с использованием буровой композиции на основе нефти с последующим добавлением снижающей трение композиции, включающей одно или более соединений формулы I:
1
50
где Ar означает моно- или полициклический ароматический остаток, каждая группа X означает полярную функциональную группу, каждую группу R независимо выбирают из разветвленной или неразветвленной, насыщенной или ненасыщенной С-С углеводородной группы, n означает целое число, большее или равное 1, и где m означает целое число, большее или равное 0, если по меньшей мере одна группа R замещена функциональной группой и/или группа Ar содержит гетероатом, и в другом варианте означает целое число, большее или равное 1. В основном, снижающая трение композиция является по меньшей мере частично диспергируемой в буровой композиции на основе нефти в условиях бурильных операций. Предпочтительно способы, кроме того, включают определение предельного значения крутящего момента бурильной операции. В таких объектах снижающую трение композицию в основном добавляют при крутящем моменте бурильной операции, составляющем приблизительно ≥90% от предельного значения крутящего момента.
В другом объекте настоящая заявка относится к направленному использованию снижающей трение композиции для снижения крутящего момента бурильной операции приблизительно по меньшей мере на 1%, более предпочтительно приблизительно по меньшей мере на 5% и в идеальном случае предпочтительно приблизительно по меньшей мере на 10%. В еще одном объекте настоящая заявка относится к смазочные композициям, включающим продукт смешивания буровой композиции на основе нефти и снижающей трение композиции.
Краткое описание фигуры
На фигуре представлено схематическое изображение протокола тестирования, использованного для определения коэффициента трения в примерах 1-20.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения
Все числовые величины, включенные в подробное описание, и прилагаемые пункты формулы изобретения, приведены в сочетании с термином "приблизительно" или "в пределах", принимая во внимание экспериментальные ошибки и разброс, ожидаемые от специалиста с обычной квалификацией в данной области техники. Если не указано иное, то комнатная температура составляла приблизительно 23°С.
Термины "скважина" и "ствол скважины", использованные в настоящем контексте, используются взаимозаменяемо и могут включать, но не ограничиваясь только ими, нефте-, газодобывающую скважину или водозаборную скважину, нагнетательную скважину или геотермальную скважину. Термин "скважина", использованный в данном контексте, включает по меньшей мере один ствол скважины. Ствол скважины может включать вертикальные, наклонные и горизонтальные участки, и может являться прямым, искривленным или разветвленным. Термин "ствол скважины", использованный в данном контексте, означает любой обсаженный и любой необсаженный, открытый участок ствола скважины. Околоскважинный участок является подземным материалом и породой подземного пласта, которые окружают ствол скважины. Термин "скважина", использованный в данном контексте, включает также околоскважинный участок. Околоскважинным участком в основном является участок, расположенный приблизительно в 10 футах от ствола скважины. Термин "в скважину", использованный в данном контексте, означает и включает проникновение в любую часть скважины, включая ствол скважины или околоскважинный участок.
Часть ствола скважины может являться открытым стволом или обсаженным стволом. В открытом участке ствола скважины трубы или колонна бурильных труб могут размещаться внутри ствола скважины. Трубы или колонна бурильных труб обеспечивают циркуляцию в стволе скважины. В обсаженном участке ствола скважины обсадные трубы закреплены и вцементированы в ствол скважины, который также может содержать трубы или колонну бурильных труб. Пространство между двумя цилиндрическими формами называют затрубным пространством. Примеры затрубного пространства включают, но не ограничиваясь только ими, пространство между стволом скважины и внешней частью трубы или колонны бурильных труб в открытом участке ствола скважины, пространство между стволом скважины и внешней частью обсадных труб в открытом участке ствола скважины, и пространство между внутренней частью обсадных труб и внешней частью труб и колонны бурильных труб в обсаженном участке ствола скважины.
Термин "трение", использованный в настоящем изобретении и прилагаемых пунктах формулы изобретения означает механическое сопротивление и трение колонны бурильных труб об обсаженную скважину и открытую скважину при движении колонны и труб вниз и вверх, а также при их вращении. Кроме того, этот термин также означает механическое сопротивление гибких труб внутри обсаженной и открытой скважины, введение обсадных труб, введение фильтров, введение устройств для очистки, гидроразрыва и перфорирования, вращение трубопровода, продвижение через ствол скважины, удаление трубопровода и/или удаление гибких труб. Термин "бурильные операции", использованный в настоящем изобретении и прилагаемых пунктах формулы изобретения, означает взаимодействие колонны бурильных труб с обсаженным стволом скважины и с открытым стволом скважины при движении колонны бурильных труб и труб в прямом и обратном направлении и при их вращении. Кроме того, этот термин также включает движение гибких труб внутри обсаженного и открытого ствола скважины, введение обсадных труб, введение фильтров, введение устройств для очистки, гидроразрыва и перфорирования, вращение колонны бурильных труб, продвижение через ствол скважины, удаление колонны бурильных труб и/или удаление гибких труб.
В настоящем изобретении и прилагаемых пунктах формулы изобретения использовали новую схему нумерации групп периодической системы, как описано в статье Chemical and Engineering News, т. 63(5), с. 27 (1985).
4
4
+
+
Специалисту с обычной квалификацией в данной области техники известно, что гидроксильные группы в составе соединений, описанных в данном контексте, подвергают депротонированию. Таким образом, спирты и/или фенолы, описанные в данном контексте, например, алкилфенолы и полиолы, включают соли, образованные при их реакции с пригодным противоионом. Некоторые пригодные противоионы включают, но не ограничиваясь только ими, металлы групп 1-2, органические катионы, например, группы NR и PR, где каждую группу R независимо выбирают из Н и углеводородных групп.
В любом варианте осуществления настоящего изобретения, описанного в данном контексте, металлы групп 1-2 включают Li, Na, K, Rb, Cs, Fr, Be, Mg, Ca, Sr, Ba, Ra, предпочтительно Li, Na, K, Cs, Mg и Ca.
1
50
2
2
2
2
2
3
3
3
3
Термины "углеводородный радикал", "углеводород" и "углеводородная группа" в данном контексте используются взаимозаменяемо. Аналогичным образом, термины "алкильный радикал" и "алкил" в данном контексте используются взаимозаменяемо. Аналогичным образом, термины "группа", "радикал" и "заместитель" в данном контексте используются взаимозаменяемо. Термин "углеводородный радикал", использованный в настоящем изобретении, означает радикалы С-С, которые могут являться линейными, разветвленными или циклическими, и если они являются циклическими, то могут являться ароматическими или неароматическими. Замещенные углеводородные радикалы представляют собой радикалы, в которых по меньшей мере один атом водорода углеводородного радикала замещен по меньшей мере одной функциональной группой, такой как NR, OR, SeR, TeR, PR, AsR, SbR, SR, BR, SiR, GeR, SnR, PbR, и т.п., или по меньшей мере один атом углерода углеводородного радикала замещен по меньшей мере одним гетероатомом или гетероатомом, содержащим функциональную группу.
Термин "алкильный радикал", использованный в настоящем изобретении и его взаимозаменяемые термины, например, "алкил", означают замещенные или незамещенные алифатические углеводородные радикалы. Во избежание неопределенности термин "алкильные радикалы" включает как насыщенные углеводородные радикалы, так и радикалы с некоторой степенью ненасыщенности, такой как наличие одной или более двойных связей. Прежде всего термин "алкильные радикалы", использованный в данном контексте, означает радикалы, которые можно получать из алканов, алкенов и/или алкинов. Примеры таких радикалов включают, но не ограничиваясь только ими, метил, этил, н-пропил, изопропил, н-бутил, изобутил, втор-бутил, трет-бутил, пентил, изоамил, гексил, октил, циклопропил, циклобутил, циклопентил, циклогексил, циклооктил и т.п., включая их замещенные аналоги. Примеры пригодных ненасыщенных радикалов включают, но не ограничиваясь только ими, этенил, пропенил, аллил, 1,4-бутадиенил, циклопропенил, циклобутенил, циклопентенил, циклогексенил, циклооктенил и т.п., включая их замещенные аналоги. Термин "тиоалкил" означает алкильную группу, в которой по меньшей мере один атом углерода замещен атомом серы.
Термин "ароматический" или "ароматический остаток" означает стабильный моно- или полициклический ненасыщенный остаток, предпочтительно содержащий от 3 до 14 атомов углерода, каждый из которых может являться замещенным или незамещенным. В основном, термин "ароматический" или "ароматический остаток" означает один или более циклов, каждый из которых содержит π-орбитали у каждого атома в цикле, перпендикулярные к плоскости цикла, и удовлетворяет правилу Хюккеля. Термин "арил" или "арильная группа" означает ароматический цикл из 6 атомов углерода и их замещенные аналоги, включая, но не ограничиваясь только ими, фенил, 2-метилфенил, ксилил и т.п.. Аналогичным образом, термин "гетероарил" означает арильную группу, в которой атом углерода в цикле (или 2 или 3 атома углерода в цикле) заменен на гетероатом, предпочтительно N, О или S. Термин "ароматический", использованный в данном контексте, означает также замещенные ароматические соединения. Термин "замещенные ароматические" означает ароматические группы, в которых по меньшей мере один атом водорода заменен на углеводородную группу или на замещенную углеводородную группу, или на гетероатом или группу, содержащую гетероатом.
В случае существования изомеров указанных алкильных, алкоксидных, ароматических групп (например, н-бутил, изо-бутил, втор-бутил и трет-бутил) ссылка на один член группы (например, н-бутил) в явной форме означает остальные изомеры (например, изо-бутил, втор-бутил и трет-бутил) семейства. Аналогичным образом, ссылка на алкильную, алкоксидную, ароматическую или арильную группу без указания конкретного изомера (например, на бутил) в явном виде означает все изомеры (например, н-бутил, изо-бутил, втор-бутил и трет-бутил).
Термин "первичный атом углерода", использованный в данном контексте, означает атом углерода, связанный с одним атомом углерода, термин "вторичный атом углерода" означает атом углерода, связанный с двумя атомами углерода, "третичный атом углерода" означает атом углерода, связанный с тремя атомами углерода, и "четвертичный атом углерода" означает атом углерода, связанный с четырьмя атомами углерода.
Термин "жидкость скорлупы орехов кешью (ЖСОК)" означает жидкость, экстрагированную из скорлупы орехов кешью.
Термин "гетерогенная смесь", использованный в данном контексте, означает композицию, содержащую две или более морфологические фазы в одинаковом состоянии. Например, гетерогенной считается смесь несмешивающихся компонентов, например, масла и воды, в которой один компонент образует дискретные вкрапления, диспергированные в матрице другого компонента. Под непрерывной фазой подразумевается фаза матрицы в гетерогенной смеси. Под прерывистой фазой подразумевается дисперсная фаза в гетерогенной смеси.
Пригодные снижающие трение композиции и/или соединения в составе снижающих трение композиций, описанные в данном контексте и прилагаемых пунктах формулы изобретения, можно описать как "по меньшей мере частично диспергируемые в буровой композиции на основе нефти в объемных условиях проведения бурильных операций". Данное описание, использованное в данном контексте, относится к материалам, по меньшей мере частично растворимым и/или существующим в жидком состоянии в виде гетерогенной смеси в объемных условиях бурильных операций. Такие объемные условия включают температуры приблизительно от 50°С, 60°С, 70°С, 80°С, 90°С, 100°С, или 125°С до приблизительно 170°С, величины давления от атмосферного давления до приблизительно 100 бар (10000 кПа), 200 бар (20000 кПа), 300 бар (30000 кПа), 400 бар (40000 кПа), 500 бар (50000 кПа), или 600 бар (60000 кПа). Желательно, чтобы по меньшей мере 10% снижающей трение композиции и/или соединений, входящих в ее состав, было диспергируемым, и, например, по меньшей мере 20%, 30%, 40%, 50%, 60%, 70%, 80%, 90%, 95%, 99%, или даже 100%.
Кинематическую вязкость (также называемую вязкостью, Кв) определяли в стандартных условиях ASTM D445, и обычно измеряли при 40°С (Кв40) или 100°С (Кв100). Если температура не указана, то вязкость представляет собой Кв100.
Снижающая трение композиция
Снижающие трение композиции по настоящему изобретению включают одно или более соединений формулы I:
1
50
5
40
10
30
15
25
15
20
где Ar означает моно- или полициклический ароматический остаток, каждая группа X означает полярную функциональную группу, каждую группу R независимо выбирают из разветвленной или неразветвленной, насыщенной или ненасыщенной, замещенной или незамещенной углеводородной группы С-С, например, С-С, С-С, С-С или С-С, где n означает целое число, превышающее или равное 1, и где m означает целое число, превышающее или равное 0, если по меньшей мере одна группа R замещена полярной функциональной группой и/или группа Ar содержит гетероатом, и в других случаях m означает целое число, превышающее или равное 1. Предпочтительно, X больше или равен 1. Как известно специалистам в данной области техники, несмотря на то, что каждый m и n представляет собой целое число, можно получать пригодные смеси двух или более соединений с различным числом групп X и/или R. В таких смесях средняя величина m и n для соединения может представлять собой не целое число. Без ограничения какой-либо теорией считается, что полярная функциональная группа(ы), содержащаяся в соединении формулы I, способствует адсорбции соединения на поверхность таким образом, что ароматические остатки взаимодействуют и тем самым укрепляют адсорбированную пленку, а группа(ы) R способствует формированию смазочной пленки с близлежащими адсорбированными соединениями.
5
Предпочтительно, Ar выбирают из группы, включающей арильную группу, гетероарильную группу, бифенильную группу, депротонированные циклические Сдиолефины и полициклимческую ароматическую группу. Пригодные гетероарильные группы включают, но не ограничиваясь только ими, пиридин, хинолон, акридин, пиразин, имидазолин, тиофен и бензотиофен. Пригодные полициклические ароматические группы включают, но не ограничиваясь только ими, нафталин, антрацен, индан, инден и тетралин. Часто Ar означает фенильную группу или полициклическую ароматическую группу. Прежде всего, предпочтительно Ar означает фенильную группу.
3
2
2
3
2
4
4
3
3
3
2
4
z
+
+
Предпочтительно каждую группу X индивидуально выбирают из группы, состоящей из -ОН (гидроксильная группа), -ОСН (метоксигруппа), -NH(аминогруппа), -NO (нитрогруппа), -СНО (альдегидная группа), -СНОН (метанольная группа), -SOR (сульфонильная группа), амины (например, полиамины), полиолы, оксазолидины, металлы групп 1-2, NR группы, PR группы и гликозильную группу. Прежде всего предпочтительно по меньшей мере одна группа X представляет собой -ОН. Предпочтительно каждая группа X характеризуется полярностью по меньшей мере такой же величины, как и полярность группы -ОСН, более предпочтительно полярностью, величина которой выше по сравнению с полярностью группы -ОСН. Например, каждая группа X может характеризоваться полярностью в интервале величины полярности группы -ОСН и полярности группы -ОН. В большинстве случаев соединение формулы I не является этоксилатом. Например, в большинстве случаев каждую группу X не выбирают из групп структуры -(OCH)OH, где z является целым числом, по меньшей мере равным 1, в основном в интервале от 1 до 10. В большинстве случаев если Ar означает нафталиновую группу, то каждая X не означает -ОН.
Предпочтительные группы R включают этил, разветвленные и неразветвленные изомеры пропила, бутила, пентила, гексила, гептила, октила, нонила, децила, ундецила, додецила, тридецила, тетрадецила, пентадецила, гексадецила, гептадецила, октадецила, нонадецила, икозила, генэкозандиола, докозила, трикозила, тетракозила и их ненасыщенные варианты, прежде всего с ненасыщенностью в форме одной или более двойных связей. Прежде всего предпочтительные группы R содержат углеродную цепь, содержащую по меньшей мере 10 атомов углерода, более предпочтительно по меньшей мере 15 атомов углерода. Необязательно одна или более групп R могут также включать смеси алкильных групп, циклоалкильных групп, ароматических групп и другие близкие по строению углеводородные группы.
Было установлено, что число атомов углерода, соседних с α-атомом углерода в отношении Ar, влияет на окислительную устойчивость группы R, при этом группы R, содержащие четвертичный α-атом углерода в отношении Ar, являлись наиболее стабильными, а группы R, содержащие третичный α атом углерода в отношении Ar, являлись менее стабильными. Соответственно, разветвленные группы R предпочтительно содержат четвертичный а атом углерода в отношении Ar (т.е. четвертичный атом углерода, напрямую связанный с Ar).
3,
2
2
3
2
4
4
+
+
В большинстве случаев, по меньшей мере одна группа R является замещенной. Например, предпочтительно по меньшей мере один атом водорода в составе углеводородного радикала может являться замещенным полярной функциональной группой, которую выбирают из группы, состоящей из -ОН, -ОСН-NH, -NO, -СНО, -СНОН, -SOR, полиамины, полиолы, оксазолидины, металлы групп 1-2, NR группы, PR группы и гликозильную группу, более предпочтительно группу -ОН. Предпочтительно полярная функциональная группа связана либо с α, либо β атомом углерода в отношении Ar, более предпочтительно с α атомом углерода. В другом варианте или дополнительно по меньшей мере один атом углерода в составе углеводородного радикала (предпочтительно, α или β атом углерода в отношении Ar, более предпочтительно α атом углерода) может являться замещенным по меньшей мере гетероатомом или содержащей гетероатом функциональной группой. Предпочтительные гетероатомы включают S (серу), О (кислород), N (азот) и Р (фосфор). Предпочтительные содержащие гетероатом функциональные группы включают карбонил и амид.
Комбинацию остатка Ar и группы(групп) X в соединении формулы I можно в целом назвать "полярной головной частью" соединения, а каждую группу(группы) R можно назвать "алкильной хвостовой частью". Предпочтительно площадь сечения полярной головной части пропорциональна площади сечения каждой алкильной хвостовой части. Например, площадь сечения полярной головной части предпочтительно не более, чем в 3 раза, больше площади сечения каждой алкильной хвостовой части, более предпочтительно не более, чем в 2 раза.
В основном соединение формулы I может включать несколько групп X и/или несколько групп R, например, по меньшей мере один из m или n превышает или равен 2. Предпочтительно m может быть равен 2, 3 или 4. Дополнительно или в другом варианте n может быть равен 2, 3 или 4.
Предпочтительно снижающая трение композиция включает по меньшей мере одно соединение формул Ia, Ib или Ic:
где каждый R, X, m и n имеют значения, описанные выше для формулы I. Прежде всего предпочтительно снижающая трение композиция включает по меньшей мере соединение формулы Ia. Предпочтительно в соединении формулы Ia одна или более групп R расположены в мета- или пара-положении в отношении группы X, более предпочтительно в пара-положении.
10
Пригодные соединения формул Ia, Ib или Ic можно синтезировать из предшественников на основе нефти или производных из природных источников. Предпочтительные соединения формул Ia, Ib или Ic включают алкилфенолы, алкиланизолы, алкилнафтолы, компоненты жидкости из скорлупы орехов кешью (ЖСОК), тиоалкилфенолы, алкилбензамиды, алкиланилины и их производные. Особенно предпочтительными являются алкилфенолы и их производные, прежде всего содержащие по меньшей мере 10 атомов углерода в алкильной цепи, т.е. С+ алкилфенолы. Например, прежде всего соединения формулы Ia включают 4-додецилфенол, 3-пентадецилфенол и карданол.
В основном, соединение формулы I по меньшей мере частично диспергируется в буровой композиции на нефтяной основе в объемных условиях бурильных операций. Более предпочтительно соединение формулы I находится в жидком состоянии в объемных условиях бурильных операций. Кроме того, соединение формулы I обычно является реакционно устойчивым в объемных условиях бурильных операций, то есть практически не образуется материал, который по меньшей мере частично не является диспергируемым в буровой композиции на нефтяной основе в объемных условиях бурильных операций. Например, в объемных условиях бурильных операций соединение формулы I обычно взаимодействует с образованием материала, который по меньшей мере частично не диспергируется в бурильной композиции на нефтяной основе, со скоростью приблизительно менее 10 мол. % в сутки в расчете на общее количество молей соединения в составе снижающей трение композиции, более предпочтительно менее приблизительно 5 мол. % в сутки и наиболее предпочтительно менее приблизительно 1 мол. % в сутки, такой как приблизительно 0 мол. % в сутки. Дополнительно или в другом варианте соединение формулы 1 обычно не полимеризуется и/или не сшивается в объемных условиях бурильных операций. Например, в объемных условиях бурильных операций соединение формулы 1 обычно сшивается и/или полимеризуется со скоростью менее приблизительно 10 мол. % в сутки в расчете на общее количество молей соединения в составе снижающей трение композиции, более предпочтительно менее приблизительно 5 мол. % в сутки и наиболее предпочтительно менее приблизительно 1 мол. % в сутки, такой как приблизительно 0 мол. % в сутки. В другом варианте соединение формулы 1 не включает функциональную группу, способствующую сшиванию, такому как по реакции с сшивающим агентом или желирующим агентом, или другим способом способствующую реакции соединения с образованием полимерной структуры, например, геля. Например, предпочтительно соединение формулы 1 не содержит эпоксидную группу. Более предпочтительно обычно группа(ы) X соединения формулы 1 не является эпоксидными группами. Кроме того, обычно группа(ы) R соединения формулы 1 не замещена эпоксидной группой. Кроме того или в другом варианте, снижающая трение композиция обычно не содержит или практически не содержит соединения формулы 1 с функциональными эпоксидными группами. Более предпочтительно снижающая трение композиция обычно не содержит или практически не содержит компоненты ЖСОК с эпоксидными функциональными группами, такие как карданол с функциональными эпоксидными группами. Например, снижающая трение композиция обычно включает приблизительно менее 0,5 мас. % соединений формулы 1 с функциональными эпоксидными группами, таких как карданол с функциональными эпоксидными группами, в расчете на массу снижающей трение композиции, более предпочтительно приблизительно менее 0,1 мас. %, например, приблизительно 0 мас. %.
Прежде всего пригодные соединения и/или классы соединений формул Ia, Ib или Ic описаны ниже. Настоящее изобретение не ограничивается этими соединениями и не исключается использование других соединений в более широком объеме изобретения.
Компоненты ЖСОК
Пригодные компоненты ЖСОК формул Ia представлены следующими структурами:
где w равен 0, 2, 4 или 6.
В основном, каждый компонент ЖСОК, представленный приведенными выше формулами, включает смесь соединений с различной степенью насыщения алкильной цепи. Например, каждый компонент в основном включает приблизительно от 35 до приблизительно 60 мас. % моноеновых алкильных цепей (w=2) в расчете на общую массу компонента, приблизительно от 45 до приблизительно 50 мас. %, приблизительно от 15 до приблизительно 40 мас. % триеновых алкильных цепей (w=6) в расчете на общую массу компонента, приблизительно от 25 до 30 мас. %, приблизительно от 10 до приблизительно 20 мас. % диеновых алкильных цепей (w=4) в расчете на общую массу компонента, приблизительно от 13 до приблизительно 18 мас. % и приблизительно от 3 до приблизительно 10 мас. % насыщенных алкильных цепей (w=0) в расчете на общую массу компонента, например, приблизительно от 4 до приблизительно 9 мас. %. Компоненты ЖСОК можно гидрировать для повышения степени насыщения, т.е. повышать долю молекул с w=0 и снижать долю молекул с w>0, предпочтительно количество молекул с w=0 может составлять приблизительно более 10%, приблизительно более 50%, приблизительно более 90% или приблизительно более 99%.
Обычно снижающая трение композиция может содержать смесь двух или более компонентов ЖСОК. Пригодные смеси могут включать технические ЖСОК. Типичные примеры, например, техническая ЖСОК, включает приблизительно от 50 до приблизительно 80 мас. % карданола в расчете на общую массу смеси, например, приблизительно от 60 до приблизительно 75 мас. %, от 5 до 15 мас. % кардола в расчете на общую массу смеси, например, приблизительно от 10 до приблизительно 12 мас. %, и приблизительно от 0,5 до приблизительно 5 мас. % 2-метилкардола в расчете на общую массу смеси, например, приблизительно от 1 до приблизительно 3 мас. %. Кроме того или в другом варианте пригодные смеси могут включать карданол и кардол в соотношении приблизительно от 4:1 до приблизительно 15:1, например, приблизительно 6:1. Предпочтительные смеси включают небольшое количество или не содержат анакардиновую кислоту, например, менее приблизительно 5 мас. %, более предпочтительно менее приблизительно 1 мас. % и в идеальном случае менее приблизительно 0,5 мас. % в расчете на общую массу смеси. Пригодные технические ЖСОК поставляются фирмами Cardolite Corporation и Palmer International, Inc., такие как NC-603 фирмы Cardolite Corporation. В другом варианте снижающая трение композиция может содержать очищенный карданол, кардол и/или 2-метилкардол, предпочтительно карданол, выделенные из ЖСОК, например, с использованием перегонки в вакууме или экстракцией растворителем. В большинстве случаев очищенный карданол гидрируют. Примеры пригодного коммерчески доступного очищенного карданола включают продукты NX-2023 и NX-2024, оба фирмы Cardolite Corporation, и продукт 1500-1 фирмы Palmer International, Inc. Пригодным продуктом, содержащим гидрированный карданол, является NC-510 фирмы Cardolite Corporation.
Соединения на основе ЛАО и ПАО
Пригодные соединения формул Ia, Ib или Ic могут содержать линейный α-олефин (ЛАО) или поли-α-олефин (ПАО), прежде всего функционализированные ароматические соединения, алкилированные ЛАО и/или ПАО. Термин "функционализированное ароматическое соединение", использованный в настоящем изобретении, означает ароматический остаток, функционализированный одной или более полярными функциональными группами. Предпочтительные функционализированные ароматические соединения включают фенол, анизол и нафтол (образующие после алкилирования алкилфенол, алкиланизол или алкилнафтол, соответственно). Алкилирование функционализированных ароматических соединений с использованием ЛАО и/или ПАО можно осуществлять стандартными способами алкилирования. Часто алкилирование проводят в присутствии катализатора, например, с использованием кислотной ионообменной смолы или цеолита. Предпочтительные цеолиты алкилируют в пара-положение. Примеры пригодных соединений на основе ЛАО или ПАО представлены следующими структурами.
3
24
6
500
3
3
Прежде всего предпочтительные ПАО, содержащие одну олефиновую ненасыщенность, а именно негидрированные ПАО, нгПАО, являются пригодными для получения соединения формул Ia, Ib или Ic. нгПАО можно получать олигомеризацией α-олефинов с числом атомов углерода в интервале С-С и с их комбинациями. Среднечисловая молекулярная масса нгПАО Mn находится в интервале от 84 до 7000 Да, а число атомов углерода от С до C. нгПАО могут состоять из димеров, тримеров, тетрамеров, пентамеров α-олефинов и т.п. Катализатор олигомеризации, используемый для получения нгПАО, может являться аналогичным любому катализатору олигомеризации, который используют для получения синтетических базовых смазочных композиций на основе ПАО. Примеры включают металлоценовый катализатор олигомеризации (патенты США №№2013/0090277 или 5688887 и 6043401, каждый из которых полностью включен в настоящее описание в качестве ссылки), хромовый катализатор на носителе (патент США №5171915, который полностью включен в настоящее описание в качестве ссылки) или катализатор на основе кислоты Льюиса, включающий, но не ограничиваясь только ими, катализаторы BF или AlCl. Ненасышенность в нгПАО может характеризоваться винилиденовой, тризамещенной или винилолефиновой геометрией. Алкилирование функционализированного ароматического соединения может привести к образованию новой углерод-углеродной связи у третичного, вторичного или первичного атома углерода в остатке ПАО. Предпочтительно алкилирование происходит у третичного атома углерода, что приводит к образованию соединения с четвертичным α атомом углерода в отношении ароматического остатка. Такие соединения обычно характеризуются повышенной устойчивостью к окислению. Функционализированные ароматические соединения, алкилированные ПАО, могут содержать от 1 до 5 остатков ПАО. нгПАО или функционализированные ароматические соединения, алкилированные ПАО, могут представлять собой любые комбинации вариантов, описанных в данном контексте.
Алкилбензамиды и алкиланилины
Дополнительные пригодные соединения формулы Ia могут включать алкилбензамиды и/или алкиланилины. В большинстве случаев пригодные алкилбензамиды содержат функциональную нитрогруппу, такие как соединения, представленные следующими структурами:
Соединения, представленные формулами выше, можно синтезировать при амидировании хлористого бензоила алкиламином, например, олеиламином.
Прежде всего пригодными алкиланилинами являются соединения формул Ia(i) и Ia(ii):
где R имеет значение, описанное выше для формулы I. Алкиланилины со структурой, представленной формулой Ia(i) выше, можно синтезировать по методикам, описанным в работе Gupta и др., "Preparation and characterization of electrically conducting Langmuir-Blodgett films of poly(N-octadecylaniline)," J. Coll. Int. Sci., 285, 67 (2005). Прежде всего предпочтительным алкиланилином формулы Ia(i) является N-октадециланилин. Алкиланилины со структурой, представленной формулой Ia(ii) выше, можно синтезировать сначала при образовании галогензамещенных алкиланилинов по методикам, описанным в работе Ito и др., "n-Alkyl Group-Substituted Poly(m-aniline)s: Synthesis and Magnetic Properties," Macromolecules, Vol. 28(16), pp. 5618-5626, (1995), а затем при отщеплении атома галогена по методикам, известным в данной области техники.
Тиоалкилфенолы
Дополнительные пригодные соединения формулы Ia могут включать тиоалкилфенолы. Пример пригодного тиоалкилфенола включает продукт BNX™ 1037 фирмы Mayzo, Inc. и представлен следующей формулой:
Производные соединений
Предпочтительные соединения формулы Ia могут представлять собой производные любых описанных выше соединений, предпочтительно производные, полученные из алкилфенолов, более предпочтительно из карданола. Пригодные производные карданола включают аминированные карданолы, например, феналкамины, полиолы и предшественники основания Манниха, нитрированные карданолы, сульфированные карданолы и карданолы, модифицированные гликозилом. Пригодные аналогичные производные можно получать из алкилфенолов за исключением карданола.
Пригодные аминированные карданолы можно синтезировать по реакции основания Манниха между альдегидом, например, формальдегидом, карданолом и амином. Предпочтительные аминированные карданолы представляют собой феналкамины, т.е. соединения, в которых амином, использованным для образования аминированного карданола, является полиамин, например, этилендиамин или диэтилтриамин. Пример пригодного коммерческого феналкамина является продукт RAC-951LV фирмы Palmer International Inc. следующей структуры:
где w равен 0, 2, 4 или 6.
Дополнительные примеры пригодных аминированных карданолов представлены структурами ниже:
где w равен 0, 2, 4 и 6.
В основном пригодные полиолы содержат по меньшей мере 2 гидроксильные группы, например, 2, 3 или 4 гидроксильные группы. Пригодные полиолы можно синтезировать по методикам, описанным в работе Suresh и др., "Synthesis, Structure, and Properties of Novel Polyols from Cardanol and Developed Polyurethanes," Ind. Eng. Chem. Res., т. 44, cc. 4504-4512 (2005), прежде всего диолы, представленные структурой:
где w равен 0, 2, 4 или 6.
Альтернативные способы получения полиолов из предшественников основания Манниха описаны в работе Ionescu и др., "Polyols and Rigid Polyurethane Foams from Cashew Nut Shell Liquid," J. Polym. Environ, т. 20, cc. 647-658 (2012). Данные способы обычно осуществляют при взаимодействии карданола с оксазолидином, например, N-(2-гидроксиэтил)-1,3-оксазолидином, при этом образуется основание Манниха (которое само по себе является пригодным производным карданола формулы Ia), с последующим алкоксилированием с образованием полиола.
Пригодные карданолы, модифицированные гликозилом, могут быть представлены следующей структурой:
где w равен 0, 2, 4 или 6. Карданолы, модифицированные гликозилом, структуры, представленной выше, можно синтезировать при взаимодействии карданола с пентаацетатом глюкозы в присутствии кислоты Льюиса, например,
3
2
BF-OEt.
Вторичный компонент
10
25
Снижающая трение композиция может необязательно содержать один или более вторичных снижающих трение компонентов. Вторичные снижающие трение компоненты можно выбирать из азотсодержащих соединений, сложных эфиров, замещенных имидазолинов и амидов (описанных в патенте США №2017-0002252 "Lubricant Compositions and Methods of Making and Using Same"), из алкилдиолов, прежде всего алкилдиолов, в которых алкильную группу выбирают из С-Салкильных групп, например, октадекан-1-2-диол (описанный в патенте США №2017-0002254 "Lubricant Compositions and Methods of Making and Using Same"), глицеринкарбаматы, например, олеилглицеринкарбаматы (описанные в патенте США №2017-0002251 "Glycerol Carbamate Based Lubricant Compositions and Methods of Making and Using Same"), алкилтиоглицерины, например, октадецилтиоглицерин, и алкилзамещенные глицерины, например, моностеарат глицерина (описанный в патенте США №2017-0002250 "Lubricant Compositions Comprising Diol Functional Groups and Methods of Making and Using Same"), сложные эфиры фосфорной кислоты и диалкилгидрофосфиты, например, триолеилоксифосфат, и пэгилированный алкиловый эфир сложного эфира фосфорной кислоты (описанный в патенте США №2017-0002253 "Lubricant Compositions Containing Phosphates and/or Phosphites and Methods of Making and Using Same") и олигомеры/полимеры, полученные из соединений, описанных в данном контексте, например, фенольные смолы (заявка на патент США №62/439660 (серийный номер), номер патентного реестра 2017ЕМ351 "Friction-Reducing Compositions for Use in Drilling Operations"), каждый из которых полностью включен в данное описание в качестве ссылки.
Пригодные вторичные снижающие трение компоненты включают продукты, например, Vikinol™ 18, ColaLube™ 3410, ColaLube™ 3407, и добавки под торговым названием ColaMid™. Один или более вторичных снижающих трение компонентов может присутствовать в снижающей трение композиции в количестве ≥ приблизительно 5,0 мас. %, например, ≥ приблизительно 10,0 мас. %), ≥ приблизительно 20,0 мас. %, ≥ приблизительно 50,0 мас. %, ≥ приблизительно 70,0 мас. % или ≥ приблизительно 90 мас. % в расчете на общую массу снижающей трение композиции. Кроме того или в другом варианте один или более вторичных снижающих трение компонентов может присутствовать в снижающей трение композиции в количестве ≤ приблизительно 95 мас. %, например, ≤ приблизительно 75,0 мас. %, ≤ приблизительно 50,0 мас. %, ≤ приблизительно 25,0 мас. %, ≤ приблизительно 20,0 мас. % или ≤ приблизительно 10,0 мас. % в расчете на общую массу снижающей трение композиции. Интервалы количеств вторичного снижающего трение компонента, которые в явном виде приведены в данном контексте, включают интервалы, полученные из любой комбинации описанных выше индивидуальных величин, например, приблизительно от 5,0 приблизительно до 95,0 мас. %, приблизительно от 10,0 приблизительно до 90,0 мас. %, приблизительно от 15,0 приблизительно до 85,0 мас. %, приблизительно от 20,0 приблизительно до 80,0 мас. %, приблизительно от 25,0 приблизительно до 75,0 мас. %, приблизительно от 30,0 приблизительно до 70,0 мас. %, приблизительно от 35,0 приблизительно до 65,0 мас. %, приблизительно от 40,0 приблизительно до 60,0 мас. %, приблизительно от 45,0 приблизительно до 55,0 мас. %, и т.п.
В другом варианте вторичные снижающие трение компоненты могут отсутствовать или практически отсутствовать в составе снижающей трение композиции. Например, один или более вторичных снижающих трение компонентов может присутствовать в количестве ≤ приблизительно 10 мас. %, или ≤ приблизительно 5 мас. %, или ≤ приблизительно 1 мас. %, или ≤ приблизительно 0,5 мас. %, ≤ приблизительно 0,1 мас. %, или приблизительно 0,0 мас. %. Кроме того или в другом варианте, каждый из следующих вторичных снижающих трение компонентов может отсутствовать или практически отсутствовать в составе снижающей трение композиции: замещенные имидазолины, замещенные амиды, алкилдиолы, глицеринкарбаматы, алкилтиоглицерины, фосфаты и фосфиты. Например, каждый из замещенных имидазолинов, замещенных амидов, алкилдиолов, глицеринкарбаматов, алкилтиоглицеринов, фосфатов и фосфитов может присутствовать в количестве ≤ приблизительно 10 мас. %, или ≤ приблизительно 5 мас. %, или ≤ приблизительно 1 мас. %, или ≤ приблизительно 0,5 мас. %, ≤ приблизительно 0,1 мас. %, или приблизительно 0,0 мас. %. Кроме того или в другом варианте, комбинации следующих вторичных снижающих трение компонентов могут отсутствовать или практически отсутствовать в составе снижающей трение композиции: замещенные имидазолины, замещенные амиды, алкилдиолы, глицеринкарбаматы, алкилтиоглицерины, фосфаты и фосфиты. Например, комбинации замещенных имидазолинов, замещенных амидов, алкилдиолов, глицеринкарбаматов, алкилтиоглицеринов, фосфатов и фосфитов могут присутствовать в количестве ≤ приблизительно 10 мас. %, или ≤ приблизительно 5 мас. %, или ≤ приблизительно 1 мас. %, или ≤ приблизительно 0,5 мас. %, ≤ приблизительно 0,1 мас. %, или приблизительно 0,0 мас. %.
Буровая композиция на нефтяной основе
В основном буровая композиция на нефтяной основе может включать нефтяную основу и одну или более добавок к нефтяной основе. Предпочтительно снижающие трение композиции, описанные в данном контексте, отсутствуют или практически отсутствуют в бурильной композиции на нефтяной основе. Несмотря на то, что механизмы полностью не установлены, считается, что такие снижающие трение композиции, включенные в состав бурильной композиции на основе нефти, будут потеряны с течением времени за счет химического разложения, химического взаимодействия с другими добавками и/или адсорбции на породе и шламе. Было установлено, что некоторые такие снижающие трение композиции, присутствующие в бурильной композиции на нефтяной основе, могут даже деградировать или взаимодействовать с образованием в течение периода времени компонентов, которые могут привести к увеличению коэффициента трения по сравнению с коэффициентом трения бурильной композиции на основе нефти, не содержащей снижающую трение композицию.
Нефтяная основа
В данной области техники известно большое количество нефтяных основ. Конкретные нефтяные основы, использованные в настоящем изобретении, включают природную нефть и синтетическое масло, а также нетрадиционную нефть (или их смеси), которые можно использовать в нерафинированном виде, рафинированном виде или дважды рафинированном виде (последняя также известна под названием регенерированная или переработанная нефть). Нерафинированная нефть представляет собой нефть, полученную напрямую из природного или искусственного источника и используемую без дополнительной очистки. Такая нефть включает сланцевую нефть, полученную напрямую после сухой перегонки, нефтемасло, полученное напрямую после первой перегонки, и сложноэфирное масло, полученное напрямую после процесса этерификации. Рафинированная нефть аналогична описанной нерафинированной нефти за исключением того, что рафинированная нефть была подвергнута одной или более стадиям очистки для улучшения по меньшей мере одного основного свойства нефти. Специалистам в данной области техники известно много способов очистки. Такие способы включают экстракцию растворителем, вторичную перегонку, экстракцию кислотой, экстракцию основанием, фильтрацию и гравитационную фильтрацию. Повторно рафинированную нефть получают способами, аналогичными тем, которыми получают рафинированную нефть, но с использованием нефти, которую ранее использовали в качестве исходного сырья.
Группы I, II, III, IV и V представляют собой широкие категории нефтяной основы, разработанные и определенные в американском нефтяном институте (API Publication 1509; www.API.org) для разработки инструкций по использованию нефтяных основ. Нефтяная основа группы I характеризуется индексом вязкости от 80 до 120 и содержит более 0,03% серы и/или менее 90% предельных углеводородов. Нефтяная основа группы II характеризуется индексом вязкости от 80 до 120 и содержит ≤ 0,03% серы и/или ≥ 90% предельных углеводородов. Нефтяная основа группы III характеризуется индексом вязкости более 120 и содержит ≤ 0,03% серы и/или более 90% предельных углеводородов. Нефтяная основа группы IV включает полиолефины (ПАО) и материалы, полученные по технологии "газ в жидкость" (ГВЖ). Нефтяная основа группы V включает основы, не включенные в основы групп I-IV. В таблице ниже представлены свойства каждой из этих 5 групп.
Типичные свойства нефтяных основ
Использованные ГВЖ включают нефтяные основы, описанные в качестве углеводородного сырья с высокой степенью очистки, абзацы [0245]-[0303] в патенте США №2008/0045638. ПАО, использованные в настоящем изобретении, включают ПАО, описанные в абзацах [0243]-[0266] в патенте США №2008/0045638. Пригодные нефтяные основы группы III включают основы, описанные в абзацах [0304]-[0306] патента США №2008/0045638.
Природные масла включают животные масла, растительные масла (например, касторовое масло и лярдовое масло) и минеральные масла. Можно использовать животные и растительные масла, характеризующиеся высокой устойчивостью к термоокислению. Среди природных масел минеральные масла являются предпочтительными. Минеральные масла значительно различаются по источнику происхождения, например, они могут являться парафиновыми, нафтеновыми или смешанными парафино-нафтеновыми. Можно также использовать масла из угля или сланцев. Природные масла также различаются по способу их получения и очистки, например, по интервалу их перегонки и по методам первой перегонки или крекинга, гидропереработки или экстракции растворителем. Нефтяные основы группы II и/или группы III, обработанные гидропереработкой или гидрокрекингом, включая синтетические масла, также являются хорошо известными нефтяными основами.
8
14
8
10
12
14
Синтетические масла включают углеводородное масло. Углеводородные масла включают масла, такие как полимеризуемые и сополимеризуемые олефины (например, полибутилены, полипропилены, сополимеры пропилена и изобутилена, сополимеры этилена и олефинов и сополимеры этилена и α-олефинов). Поли-α-олефиновая (ПАО) нефтяная основа представляет собой широко известное углеводородное синтетическое масло. Например, можно использовать ПАО из олефинов C-C, например, олефинов C, С, С, С или их смесей. Некоторые такие ПАО описаны в патентах США №№4956122, 4827064 и 4827073, каждый из которых полностью включен в настоящее описание в качестве ссылки.
2
32
8
16
14
18
Среднечисловые молекулярные массы ПАО, которые являются известными материалами и обычно коммерческими продуктами фирм-поставщиков, таких как ExxonMobil Chemical Company, Chevron Phillips Chemical Company, BP, и др., обычно находятся в интервале от 250 до 3000 г/моль, хотя кинематическая вязкость ПАО обычно составляет вплоть до 3500 сСт (100°С). ПАО обычно включают гидрированные полимеры или олигомеры α-олефинов относительно низких молекулярных масс, которые включают, но не ограничиваясь только ими, α-олефины С-С, C-C, такие как 1-октен, 1-децен, 1-додецен и т.п., которые являются предпочтительными. Предпочтительными поли-α-олефинами являются поли-1-октен, поли-1-децен и поли-1-додецен и их смеси и полиолефины смешанного происхождения. Однако димеры высших олефинов в интервале С-C можно использовать для получения базового масла с низкой вязкостью и приемлемой низкой летучестью. В зависимости от степени вязкости и исходного олигомера, ПАО могут в основном представлять тримеры и/или тетрамеры исходных олефинов со следовым количеством высших олигомеров, характеризующиеся интервалом кинематической вязкости от 1,5 до 3500 сСт (Кв100), таким как от 1,5 до 12 сСт.
14
18
Флюиды ПАО можно получить простым способом при полимеризации α-олефина в присутствии катализатора полимеризации, такого как катализаторы Фриделя-Крафтса, включающие, например, трихлорид алюминия, трифторид бора или комплексы трифторид бора с водой, спиртами, такими как этанол, пропанол или бутанол, карбоновыми кислотами или сложными эфирами, такими как этилацетат или этилпропионат. Например, можно использовать способы, описанные в патентах США №№4149178 или 3382291. Другие способы синтеза ПАО описаны в патентах США №№3742082, 3769363, 3876720, 4239930, 4367352, 4413156, 4434408, 4910355, 4956122 и 5068487. Димеры C-C олефинов описаны в патенте США №4218330. ПАО можно получать с использованием металлоценового катализатора, как описано в патентах №№8535514 и 8247358. Другие пригодные флюиды для применения в качестве нефтяных основ включают нестандартные нефтяные основы, которые были переработаны, предпочтительно каталитически, или синтезированы для обеспечения высоких эксплуатационных характеристик.
Нестандартные базовые масла/нефтяные основы включают одну или более смесей масел, полученных из одного или более материалов ГВЖ, а также нефтяных основ на основе изомерата/изодеваксата, которые получают из природного воска или источников воска, источников минерального и/или неминерального масляного воска, таких как сырой парафин, природные воски, и источники восков, такие как газойль, нефтетопливо из нижней части установки для гидрокрекинга, восковые рафинаты, продукты гидрокрекинга, продукты термического крекинга или другие минеральные, минеральные масляные или даже восковые материалы не нефтяного происхождения, такие как восковые материалы, полученные из ожижженного угля или сланцевой нефти, и смеси такого сырья.
Материалами ГВЖ являются материалы, образующиеся в результате одного или более синтезов, комбинаций, превращений, перегруппировок и/или процессов разрушения/деградации из газообразных углерод-содержащих материалов, водород-содержащих материалов и/или элементов в качестве сырья, таких как водород, диоксид углерода, монооксид углерода, вода, метан, этан, этилен, ацетилен, пропан, пропилен, пропин, бутан, бутилены и бутины. Базовые масла ГВЖ и/или нефтяная основа представляют собой материалы ГВЖ с вязкостью нефтяной основы, которые обычно получают из углеводородов, например, воскообразные синтезированные углеводороды, полученные из более простых газообразных углеродсодержащих соединений, водородсодержащих соединений и/или элементов в качестве исходного сырья. Сырье ГВЖ и/или нефтяная основа включают масла с температурой кипения в интервале кипения смазочного масла: (1) выделенные/фракционированные из синтезированных материалов ГВЖ, такие как, например, материалы, полученные перегонкой и которые затем подвергали конечной стадии обработки воска, которая включает один из двух или оба процесса депарафинизации с использованием катализатора, или процесс депарафинизации растворителем для получения смазочных масел со сниженной/низкой температурой потери текучести, (2) синтезированные изомеризаты воска, включающие, например, гидродепарафинизированные или гидроизомеризованные депарафинизированные с использованием катализатора и/или растворителя синтезированные восковые или воскоподобные углеводороды, и (3) депарафинизированные или гидроизомеризованные в присутствии катализатора и/или растворителя материалы Фишера-Тропша (Ф-Т) (т.е. углеводороды, воскообразные углеводороды, воски и возможные подобные продукты окисления), предпочтительно гидродепарафинизированные или гидроизомеризованные/с последующей депарафинизацией в присутствии катализатора и/или растворителя депарафинизированных воскообразных углеводородов Ф-Т, или гидродепарафинизированные или гидроизомеризованные, с последующей депарафинизацией в присутствии катализатора (или растворителя) депарафинизированных восков Ф-Т или их смеси.
Сырье ГВЖ и/или нефтяная основа, полученные из материалов ГВЖ, прежде всего из гидродепарафинизированного или гидроизомеризованного/депарафинизированного с использованием катализатора и/или растворителя воскового или воскообразного сырья, предпочтительно сырья и/или нефтяной основы, полученных из материалов Ф-Т, обычно характеризуется кинематической вязкостью при 100°С от 2 сСт до 50 сСт (ASTM D445). Кроме того, их температура потери текучести составляет от -5°С до -40°С или менее (ASTM D97). Их также характеризуют в качестве веществ с индексом вязкости от 80 до 140 или более (ASTM D2270).
Кроме того, сырье ГВЖ и/или нефтяная основа обычно являются высокопарафинистыми (более 90% насыщенных углеводородов) и могут содержать смеси моноциклопарафинов и полициклопарафинов в комбинации с нециклическими изопарафинами. Соотношение нафтенового содержания (т.е. циклопарафинов) в таких комбинациях изменяется в зависимости от использованных катализатора и температуры. Кроме того, сырье ГВЖ и/или нефтяная основа обычно характеризуются очень низким содержанием серы и азота, обычно менее 10 част./млн и более типично менее 5 част/млн каждого из указанных элементов. Содержание серы и азота в сырье ГВЖ и/или нефтяной основе, полученном из материалов Ф-Т, прежде всего воска Ф-Т, практически равно нулю. Кроме того, отсутствие фосфора и ароматических соединений придает указанным материалам особую пригодность для формирования продуктов с низким содержанием сульфатной золы и фосфора (низкое содержание SAP).
Термин "сырье ГВЖ и/или нефтяная основа и/или сырье воскового изомерата и/или нефтяная основа" охватывает индивидуальные фракции таких материалов с величинами вязкости в широком интервале, регенерированные в процессе их получения, а также смеси одной или двух или более фракций с низкой вязкостью с одной, двумя или более фракциями с высокой вязкостью, характеризующимися требуемой кинематической вязкостью.
Материал ГВЖ, из которого был(и) получен(ы) сырье ГВЖ и/или нефтяная основа, предпочтительно является материалом Ф-Т (т.е. углеводородами, воскоподобными углеводородами, воском). Кроме того, сырье ГВЖ и/или нефтяная основа обычно являются высокопарафинистыми (более 90% насыщенных углеводородов) и могут содержать смеси моноциклопарафинов и полициклопарафинов в комбинации с нециклическими изопарафинами. Соотношение нафтенового содержания (т.е. циклопарафинов) в таких комбинациях изменяется в зависимости от использованных катализатора и температуры. Кроме того, сырье ГВЖ и/или нефтяная основа и гидродепарафинизированное или гидроизомеризованное/каталитически (и/или с использованием растворителя) депарафинизированное сырье и/или нефтяная основа обычно характеризуются очень низким содержанием серы и азота, в основном менее 10 част./млн и более типично менее 5 част./млн каждого из указанных элементов. Содержание серы и азота в сырье ГВЖ и/или базовых маслах (нефтяной основе), полученном из материалов Ф-Т, прежде всего воска Ф-Т, практически равно нулю. Кроме того, отсутствие фосфора и ароматических соединений придает указанным материалам особую пригодность для формирования продуктов с низким содержанием серы, сульфатной золы и фосфора (низкое содержание SAP).
Нефтяные основы для применения в сформированных буровых композициях на нефтяной основе, использованных в настоящем изобретении, представляют собой любые нефти, соответствующие нефтям групп I, II, III, IV и V по АНИ, и их смеси, предпочтительно нефтям групп II, III, IV и V, и их смеси, более предпочтительно нефтям групп III-V, и их смеси вследствие их исключительной летучести, стабильности, вязкостных свойств и чистоты. Присутствие незначительных количеств сырья группы I, таких как количество, используемое для разбавления добавок для смешивания с сформированными смазочными маслами, допускается, но оно должно присутствовать в минимальном количестве, т.е. допускается присутствие только таких количеств, которые связаны с их использованием в качестве разбавителей/носителей добавок для нефти, используемых в качестве основы "в расчете на рабочую массу". Даже в отношении сырья группы II предпочтительным является, чтобы сырье группы II находилось в интервале более высокого качества, связанного с сырьем, т.е. сырье группы II с индексом вязкости в интервале от 100 до 120.
Некоторые нефтяные основы могут характеризоваться содержанием сложного эфира приблизительно ≤ 50 мас. %, например, приблизительно ≤ 40 мас. %, приблизительно ≤ 30 мас. %, приблизительно ≤ 5,0 мас. % или приблизительно ≤ 1,0 мас. %. Кроме того или в другом варианте, некоторые нефтяные основы могут характеризоваться содержанием сложного эфира приблизительно ≥ 40 мас. %, приблизительно ≥ 50 мас. %, приблизительно ≥ 70 мас. % или приблизительно ≥90 мас. %.
Некоторые нефтяные основы могут характеризоваться содержанием ароматических соединений приблизительно ≤ 15,0 мас. %, например, приблизительно ≤ 10,0 мас. %, приблизительно ≤ 5,0 мас. %, приблизительно ≤ 1,0 мас. %), приблизительно ≤ 0,50 мас. %, приблизительно ≤ 0,10 мас. %, приблизительно ≤ 0,05 мас. %, приблизительно ≤ 0,01 мас. % или приблизительно ≤ 0,005 мас. %. Кроме того или в другом варианте, содержание ароматических соединений может составлять приблизительно ≥ 0,005 мас. %, например, приблизительно ≥ 0,01 мас. %, приблизительно ≥ 0,05 мас. %, приблизительно ≥ 0,1 мас. %, приблизительно ≥ 0,5 мас. %, приблизительно ≥ 0,1 мас. %, приблизительно ≥ 1,0 мас. %, приблизительно ≥ 5,0 мас. % или приблизительно ≥ 10,0 мас. %. Интервалы содержания ароматических соединений, в явной форме приведенные в данном контексте, включают все комбинации перечисленных выше величин, например, приблизительно от 0,005 до приблизительно 15,0 мас. %, приблизительно от 0,01 до приблизительно 10,0 мас. %, приблизительно от 0,05 до приблизительно 5,0 мас. %, приблизительно от 0,10 до приблизительно 1,0 мас. % и т.п.
Некоторые типичные нефтяные основы характеризуют их кинематической вязкостью при 40°С (Кв40). Например, нефтяные основы могут характеризоваться вязкостью приблизительно ≥ 1,0 сСт, например, приблизительно ≥ 1,3 сСт, приблизительно ≥ 1,5 сСт, приблизительно ≥ 1,7 сСт, приблизительно ≥ 1,9 сСт, приблизительно ≥ 2,1 сСт, приблизительно ≥ 2,3 сСт, приблизительно ≥ 2,5 сСт, приблизительно ≥ 2,7 сСт, приблизительно ≥ 2,9 сСт, приблизительно ≥ 3,1 сСт, приблизительно ≥ 3,3 сСт, приблизительно ≥ 3,5 сСт, приблизительно≥3,7 сСт, приблизительно ≥ 4,0 сСт, приблизительно ≥ 4,5 сСт или приблизительно ≥4,8 сСт при 40°С. Кроме того или в другом варианте вязкость при 40°С может составлять приблизительно ≤ 5,0 сСт, например, приблизительно ≤ 4,8 сСт, приблизительно ≤ 4,5 сСт, приблизительно ≤ 4,0 сСт, приблизительно ≤ 3,7 сСт, приблизительно ≤ 3,5 сСт, приблизительно ≤ 3,3 сСт, приблизительно ≤ 3,1 сСт, приблизительно ≤ 2,9 сСт, приблизительно ≤ 2,7 сСт, приблизительно ≤ 2,5 сСт, приблизительно ≤ 2,3 сСт, приблизительно ≤ 2,1 сСт, приблизительно ≤ 1,9 сСт, приблизительно ≤ 1,7 сСт, приблизительно ≤ 1,5 сСт, приблизительно ≤ 1,3 сСт или приблизительно ≤ 1,1 сСт при 40°С. Некоторые такие нефтяные основы выпускаются фирмой ExxonMobil Chemical Company под торговым названием Escaid™, например, Escaid™ 110 включает десульфированный гидрированный углеводород, содержащий менее 0,50 мас. % ароматических соединений и характеризующийся вязкостью приблизительно 1,7 сСт при 40°С, Escaid™ 115 с вязкостью приблизительно 2,1 сСт при 40°С, Escaid™ 120 с температурой возгорания более 100°С и Escaid™ 120 ULA с содержанием ароматических соединений менее 0,01 мас. %. Добавки к нефтяным основам
В большинстве случаев буровые композиции на нефтяной основе содержат дополнительные добавки. Предпочтительно одна или более дополнительных добавок образуют гетерогенную смесь с нефтяной основой. В таких объектах буровая композиция на нефтяной основе предпочтительно представляет собой гетерогенную смесь, содержащую нефтяную основу в качестве непрерывной фазы и одну или более дополнительных добавок в качестве дисперсной или внутренней фазы. В другом варианте или дополнительно, одна или более дополнительных добавок может быть солюбилизирована в нефтяной основе.
Например, буровая композиция на нефтяной основе может включать дополнительные добавки, включающие, но не ограничиваясь только ими, внутреннюю фазу, которая обычно представляет собой воду или солевой раствор (т.е. буровая композиция на нефтяной основе представляет собой обращенную эмульсию), буферное вещество для контроля рН, загуститель и/или реологический модификатор, эмульгатор, смачивающий агент, утяжелитель, реагент, снижающий водоотдачу, и агент, снижающий трение. Предпочтительно буровая композиция на нефтяной основе не содержит добавок, прежде всего загустителей и/или реологических модификаторов, содержащих амиды и/или амины.
Например, буровая композиция на нефтяной основе может включать буферное вещество для контроля рН, который выбирают из группы, включающей оксид магния, гидроксид калия, оксид кальция и гидроксид кальция. Коммерческие продукты буферного вещества для контроля рН включают известь. Буферное вещество для контроля рН может присутствовать в концентрации в интервале приблизительно от 0,5 до 10,0 фунтов на баррель (фнб) буровой композиции на нефтяной основе. Величина рН пригодной буровой композиции на нефтяной основе может находиться в интервале приблизительно от 7, 8, 9, 10, 11, или 12 приблизительно до 14, таком как от 10 до 14.
Буровая композиция на нефтяной основе может необязательно включать загуститель и/или реологический модификатор. Пригодные загустители выбирают из группы, включающей неорганический загуститель, жирные кислоты, включая, но не ограничиваясь только ими, димер и тример поликарбоновых жирных кислот, диамины, полиамины, органофильные глины и их комбинации. Коммерческие продукты пригодного загустителя включают, но не ограничиваясь только ими, продукты VG-PLUS™ фирмы M-I Swaco, а Schlumberger Company, RHEMOD L™, TAU-MOD™, RM-63™ и их комбинации фирмы Halliburton Energy Services, Inc. В одном варианте загуститель и/или реологический модификатор присутствует в концентрации по меньшей мере 0,5 фнб буровой композиции на нефтяной основе. Загуститель и/или реологический модификатор может также присутствовать в концентрации в интервале приблизительно от 0,5 до приблизительно 20 фнб, в другом варианте приблизительно от 0,5 до 10 фнб буровой композиции на нефтяной основе.
Буровая композиция на нефтяной основе может также включать смазочное вещество в дополнение к снижающей трение композиции, описанной в данном контексте. В определенных вариантах дополнительное смазочное вещество включает зернистый материал, например, графит, такой как продукт Steelseal™ фирмы Halliburton.
Буровая композиция на нефтяной основе может также включать эмульгатор. Эмульгатор можно выбирать из группы, состоящей из производных сложного эфира жирной кислоты таллового масла, таких как амиды, амины, амидоамины и имидазолины, полученные по реакции жирных кислот и различных соединений этаноламина, производные растительных масел и их комбинации. Коммерческие продукты пригодного эмульгатора включают, но не ограничиваясь только ими, продукты EZ MUL™ NT, INVERMUL™ NT, LE SUPERMUL™ и их комбинации фирмы Halliburton Energy Services, Inc, продукты MEGAMUL™, VersaMul™, VersaCoat™ фирмы MISwaco, Schlumberger Company. В одном варианте эмульгатор присутствует по меньшей мере в достаточной концентрации, такой, чтобы поддерживать буровую композицию на нефтяной основе в состоянии стабильной эмульсии или обращенной эмульсии. В другом варианте эмульгатор присутствует в концентрации по меньшей мере 1 фнб буровой композиции на нефтяной основе. Эмульгатор также может присутствовать в концентрации в интервале приблизительно от 1 до приблизительно 20 фнб буровой композиции на нефтяной основе.
Буровая композиция на нефтяной основе может также содержать добавку-утяжелитель. Добавку-утяжелитель можно выбирать из группы, включающей барит, гематит, тетраоксид марганца, карбонат кальция и их комбинации. Коммерческие продукты добавки-утяжелителя включают, но не ограничиваясь только ими, продукты BAROID™, BARACARB™, BARODENSE™ и их комбинации фирмы Halliburton Energy Services, Inc и продукт MICROMAX™ фирмы Elkem. В одном варианте добавка-утяжелитель присутствует в концентрации по меньшей мере 10 фнб буровой композиции на нефтяной основе. Добавка-утяжелитель может также присутствовать в концентрации в интервале приблизительно от 10 до приблизительно 1000 фнб, таком как 10-800 фнб буровой композиции на нефтяной основе.
Буровая композиция на нефтяной основе может также содержать агент, снижающий водоотдачу. Агент, снижающий водоотдачу, можно выбирать из группы, включающей олеофильные полимеры, включая сшитые олеофильные полимеры, частицы. Коммерческие продукты пригодного агента, снижающего водоотдачу, включают, но не ограничиваясь только ими, продукты VERSATROL™ фирмы M-I Swaco, N-DRIL™ НТ PLUS, ADAPTA™ фирмы Halliburton Energy Services, Inc. Агент, снижающий водоотдачу, может присутствовать в концентрации приблизительно от 0,5 до приблизительно 10 фнб буровой композиции на основе нефти.
Буровая композиция на нефтяной основе может также содержать эфирную добавку. Эфирная добавка может присутствовать в концентрации в интервале приблизительно от 1% до 20%.
у
2
2
Буровая композиция на нефтяной основе необязательно может также содержать одну или более солей металлов, МХ, где М представляет собой металл группы 1 или 2, X означает галоген, а у равен от 1 до 2. Примеры таких солей включают NaCl, KCl, CaCl, MgCl и т.п. Общее количество таких солей в буровой композиции на нефтяной основе обычно составляет приблизительно 10-35 мас. % в водной фазе. Можно использовать также органические добавки, которые снижают активность воды.
Вода также может присутствовать в составе буровой композиции на нефтяной основе в любой пригодной концентрации, обычно при относительно низкой концентрации, например, приблизительно ≤ 15,0 мас. %, приблизительно ≤ 12,5 мас. %, приблизительно ≤ 10,0 мас. %, приблизительно ≤ 7,5 мас. %, приблизительно ≤ 5,0 мас. %, приблизительно ≤ 2,5 мас. % или приблизительно ≤ 1,0 мас. %, где величина мас. % приведена в расчете на общую массу нефтяной основы и воды. Кроме того или в другом варианте концентрация воды может составлять приблизительно ≥ 0,5 мас. %, например, приблизительно ≥ 1,0 мас. %, приблизительно ≥ 2,5 мас. %, приблизительно ≥ 5,0 мас. %, приблизительно ≥ 7,5 мас. %, приблизительно ≥ 10,0 мас. %, приблизительно ≥ 12,5 мас. % или приблизительно ≥ 15,0 мас. %. В определенных вариантах количество воды может составлять приблизительно от 1 до приблизительно 21 галлона на баррель буровой композиции на нефтяной основе, такое как приблизительно от 1 до приблизительно 10 галлонов на баррель буровой композиции на нефтяной основе. Интервал содержания воды, который приводится в явном виде, включает любые приведенные выше величины, например, приблизительно от 0,5 до приблизительно 20,0 мас. %, приблизительно от 0,5 до приблизительно 15,0 мас. %, приблизительно от 0,5 до приблизительно 12,5 мас. %, приблизительно от 0,5 до приблизительно 10,0 мас. %, приблизительно от 0,5 до приблизительно 7,5 мас. %, приблизительно от 0,5 до приблизительно 5,0 мас. %, приблизительно от 0,5 до приблизительно 2,5 мас. %, приблизительно от 0,5 до приблизительно 1,0 мас. %, приблизительно от 1,0 до приблизительно 10,0 мас. %, приблизительно от 1,0 до приблизительно 7,5 мас. %, приблизительно от 1,0 до приблизительно 5,0 мас. %, приблизительно от 1,0 до приблизительно 2,5 мас. %, приблизительно от 2,5 до приблизительно 10,0 мас. %, приблизительно от 2,5 до приблизительно 7,5 мас. %, приблизительно от 2,5 до приблизительно 5,0 мас. %, приблизительно от 5,0 до приблизительно 10,0 мас. %, приблизительно от 5,0 до приблизительно 7,5 мас. % и т.п.
Буровая композиция на нефтяной основе может также включать смачивающие агенты. Смачивающие агенты можно выбирать из группы, включающей производные сложных эфиров жирной кислоты таллового масла, такие как амиды, амины, амидоамины и имидазолины, полученные по реакции жирных кислот и различных соединений этаноламина, производные растительных масел и их комбинации. Коммерческие продукты пригодного смачивающего агента включают, но не ограничиваясь только ими, продукты DrillTreat™, ОМС, фирмы Halliburton Energy Services, Inc., VersaWet™ фирмы MISwaco, Schlumberger Company. В одном варианте смачивающий агент присутствует по меньшей мере в достаточной концентрации, такой, чтобы поддерживать буровую композицию на нефтяной основе в состоянии стабильной эмульсии или обращенной эмульсии. В другом варианте смачивающий агент присутствует в концентрации по меньшей мере 0,25 фнб буровой композиции на нефтяной основе. Смачивающий агент может также присутствовать в концентрации в интервале приблизительно от 0,05 до приблизительно 20 фнб, таком как приблизительно от 0,25 до приблизительно 20 фнб буровой композиции на нефтяной основе. В еще одном варианте буровая композиция на нефтяной основе не содержит смачивающий агент.
Смазочные композиции
Снижающую трение композицию можно смешивать с буровым составом на нефтяной основе, при этом образуется смазочная композиция. В основном снижающая трение композиция по меньшей мере частично диспергируется в буровой композиции на нефтяной основе при объемных условиях проведения бурильных операций.
Буровая композиция на нефтяной основе обычно присутствует в смазочной композиции в количестве приблизительно ≥ 50,0 мас. %, приблизительно ≥ 55,0 мас. %, приблизительно ≥ 60,0 мас. %, приблизительно ≥ 65,0 мас. %, приблизительно ≥ 70,0 мас. %, приблизительно ≥ 75,0 мас. %, приблизительно ≥ 80,0 мас. %, приблизительно ≥ 85,0 мас. %, приблизительно ≥ 90,0 мас. %, приблизительно ≥ 95,0 мас. % или приблизительно ≥ 97,0 мас. % в расчете на массу смазочной композиции. Кроме того или в другом варианте смазочная композиция включает приблизительно ≤ 99,0 мас. %, приблизительно ≤ 97,0 мас. %, приблизительно ≤ 95,0 мас. %, приблизительно ≤ 90,0 мас. %, приблизительно ≤ 80,0 мас. %, приблизительно ≤ 75,0 мас. %, приблизительно ≤ 70,0 мас. %, приблизительно ≤ 65,0 мас. %, приблизительно ≤ 60,0 мас. %, или приблизительно ≤ 55,0 мас. % буровой композиции на нефтяной основе. Диапазоны количеств буровой композиции на основе нефти в составе смазочной композиции включают интервалы, полученные из любых комбинаций перечисленных выше величин, например, приблизительно от 50,0 до 99,0 мас. %, приблизительно от 55,0 до 97,0 мас. %, приблизительно от 60,0 до 95,0 мас. %, приблизительно от 65,0 до 90,0 мас. %, приблизительно от 70,0 до 85,0 мас. %, приблизительно от 75,0 до 80,0 мас. %, приблизительно от 70,0 до 95,0 мас. %, приблизительно от 80,0 до 95,0 мас. % и т.п.
Предпочтительно нефтяная основа присутствует в смазочной композиции в интервалах приблизительно от 50,0 до приблизительно 99,0 мас. %, приблизительно от 55,0 до приблизительно 97,0 мас. %, приблизительно от 60,0 до приблизительно 95,0 мас. %, приблизительно от 65,0 до приблизительно 90,0 мас. %, приблизительно от 70,0 до приблизительно 85,0 мас. %, приблизительно от 75,0 до приблизительно 80,0 мас. %, приблизительно от 70,0 до приблизительно 95,0 мас. %, приблизительно от 80,0 до приблизительно 95,0 мас. %. Снижающая трение композиция обычно присутствует в составе смазочной композиции в количестве приблизительно ≥ 0,1 мас. %, например, приблизительно ≥ 0,5 мас. %, приблизительно ≥ 1,0 мас. %, приблизительно ≥ 5,0 мас. %, приблизительно ≥ 10,0 мас. %, приблизительно ≥ 15,0 мас. %, или приблизительно ≥ 19,0 мас. %. Кроме того или в другом варианте смазочная композиция включает приблизительно ≤ 20 мас. %, например, приблизительно ≤ 19 мас. %, приблизительно ≤ 15 мас. %, приблизительно ≤ 10 мас. %, приблизительно ≤ 5,0 мас. %, приблизительно ≤ 1,0 мас. % или приблизительно ≤ 1,0 мас. % снижающей трение композиции. Интервалы количеств снижающей трение композиции в составе смазочной композиции включают интервалы, полученные из любых комбинаций перечисленных выше величин, например, приблизительно от 0,1 до приблизительно 20 мас. %, приблизительно от 1,0 до приблизительно 15 мас. %, приблизительно от 5,0 до приблизительно 10 мас. % и т.п. Все величины массовых процентов приведены в расчете на общую массу буровой композиции на нефтяной основе и снижающей трение композиции.
Смазочные композиции обычно характеризуются коэффициентом трения, меньшим по сравнению с коэффициентом трения буровой композиции на нефтяной основе. Некоторые смазочные композиции характеризуются коэффициентом трения приблизительно ≤ 0,40, например, приблизительно ≤ 0,30, приблизительно ≤ 0,25, приблизительно ≤ 0,20, приблизительно ≤ 0,15 или приблизительно ≤ 0,10, или приблизительно ≤ 0,05. Кроме того или в другом варианте коэффициент трения может составлять приблизительно ≥ 0,01, например, приблизительно ≥ 0,03, приблизительно ≥ 0,05, приблизительно ≥ 0,10, приблизительно ≥ 0,20 или приблизительно ≥ 0,25, или приблизительно ≥ 0,30. Интервалы коэффициентов трения смазочной композиции включают интервалы, полученные из любых комбинаций перечисленных выше величин, например, приблизительно от 0,01 до приблизительно 0,40, приблизительно от 0,05 до приблизительно 0,30, приблизительно от 0,10 до приблизительно 0,25, приблизительно от 0,15 до приблизительно 0,20 и т.п.
Кроме того или в другом варианте смазочную композицию можно характеризовать изменением коэффициента трения по сравнению с коэффициентом трения буровой композиции на нефтяной основе, не содержащей снижающую трение композицию. Другими словами, смазочная композиция, содержащая снижающую трение композицию, характеризуется коэффициентом трения по меньшей мере приблизительно на 5,0%, например, по меньшей мере приблизительно на 10,0%, по меньшей мере приблизительно на 15,0%, по меньшей мере приблизительно на 20,0%, по меньшей мере приблизительно на 25,0%, по меньшей мере приблизительно на 30,0%, по меньшей мере приблизительно на 35,0%, по меньшей мере приблизительно на 40,0%, по меньшей мере приблизительно на 45,0%, по меньшей мере приблизительно на 45,0%, по меньшей мере приблизительно на 55,0%, по меньшей мере приблизительно на 60,0% меньше коэффициента трения буровой композиции в отсутствии композиции добавки. Интервалы снижения коэффициента трения смазочной композиции по сравнению с коэффициентом трения буровой композиции на нефтяной основе, не содержащей снижающей трение композиции, включают интервалы, полученные из любых комбинаций перечисленных выше величин, например, меньше приблизительно от 5,0 до приблизительно 60%, меньше приблизительно от 10,0 до приблизительно 50,0%, меньше приблизительно от 15,0 до приблизительно 40,0%, меньше приблизительно от 20,0 до приблизительно 35,0%, меньше приблизительно от 25,0 до приблизительно 30,0%. Для лучшего понимания типичная смазочная композиция может содержать 4,0 г снижающего трение агента и 96,0 г буровой композиции на нефтяной основе, содержащей 86,0 г нефтяной основы и 10,0 г других добавок. Снижение коэффициента трения можно определить сравнением коэффициента трения этой типичной композиции с коэффициентом трения композиции, включающей 86,0 г нефтяной основы и 10,0 г других добавок.
Обычно смазочная композиция не содержит или практически не содержит сшивающих агентов и/или желирующих агентов, например, аминов, и/или других соединений, которые ускоряют сшивание и/или полимеризацию соединения формулы 1, присутствующего в снижающей трение композиции. Например, предпочтительно смазочная композиция включает приблизительно менее 0,5 мас. % сшивающих и/или желирующих агентов в расчете на массу смазочной композиции, более предпочтительно приблизительно менее 0,1 мас. %, приблизительно 0 мас. %.
Бурильные операции
Снижающие трение композиции, описанные в данном контексте, являются пригодными для любых бурильных операций. Снижающие трение композиции являются прежде всего пригодными в бурильных операциях, характеризующихся эксплуатационными и/или механическими ограничениями. Например, бурильные операции могут быть ограничены в связи с ограничениями крутящего момента бурильной установки. Эти ограничения крутящего момента могут быть обусловлены максимальным крутящим моментом, который может обеспечить привод и/или максимальным крутящим моментом, который может выдержать колонна бурильных труб до начала повреждения металла, следовательно, такие ограничения отличаются для различных колонн бурильных труб вследствие либо размера привода и/или используемой колонны бурильных труб. Крутящий момент можно измерить с использованием специального устройства (например, устройства для определения крутящего момента) и/или при измерении электроэнергии, потребляемой приводом. Обычно бурильные операции проводят с использованием по меньшей мере 10%-ного запаса прочности между крутящим моментом и ограничением крутящего момента. При приближении крутящего момента к приемлемой величине или при ее превышении происходит ограничение достижимой длины ствола скважины. Можно выполнить операционные изменения для снижения крутящего момента, например, снизить скорость вскрытия пласта (скорость бурения в прямом направлении), удалить из ствола скважины скопившиеся шламы, удалить колонну бурильных труб из ствола скважины и заменить/восстановить изношенные компоненты и/или снизить количество твердых частиц с низкой плотностью (измельченные шламы) из циркулирующей буровой композиции на нефтяной основе. Такие стадии для снижения крутящего момента могут быть дорогостоящими и времязатратными, а также могут привести лишь к незначительным преимуществам. Следовательно, в определенных объектах добавление снижающих трение композиций, описанных в данном контексте, является благоприятным для снижения крутящего момента, чтобы увеличить скорость вскрытия пласта и/или обеспечить большую длину ствола скважины.
Было установлено, что снижающие трение композиции, описанные в данном контексте, следует использовать при бурильных операциях только при необходимости снижения трения вследствие операционных и/или механических ограничений, например, ограничений крутящего момента. Таким образом, предпочтительные способы согласно объекту изобретения включают введение буровой композиции на нефтяной основе в скважину, выполнение бурильных операций с использованием композиции на нефтяной основе в течение периода времени и последовательное введение в скважину снижающей трение композиции. В таких объектах обычно определяют ограничение крутящего момента для бурильных операций. В основном, ограничение крутящего момента соответствует максимальному крутящему моменту, который может обеспечить привод, и/или максимальному крутящему моменту, который может выдержать колонна бурильных труб до начала разрушения металла. Предпочтительно снижающую трение композицию вводят в скважину при крутящем моменте бурильных операций приблизительно ≥ 90% от ограничения крутящего момента или приблизительно ≥ 95% от ограничения крутящего момента или приблизительно ≥ 99% от ограничения крутящего момента.
В другом варианте или кроме того в некоторых объектах предпочтительным является использование снижающих трение композиций, описанных в данном контексте, для снижения крутящего момента. Предпочтительно применение является направленным использованием снижающей трение композиции, включающей по меньшей мере одно соединение формулы I для снижения крутящего момента бурильных операций при достижении крутящим моментом пороговой величины, например, приблизительно ≥ 90% от ограничения крутящего момента или приблизительно ≥ 95% от ограничения крутящего момента или приблизительно ≥ 99% от ограничения крутящего момента. Предпочтительно применение снижающей трение композиции снижает крутящий момент бурильных операций по меньшей мере приблизительно на 1%, более предпочтительно по меньшей мере приблизительно на 2%, более предпочтительно по меньшей мере приблизительно на 3%, более предпочтительно по меньшей мере приблизительно на 5% и более предпочтительно по меньшей мере приблизительно на 10%. Другими словами, предпочтительно крутящий момент бурильных операций составляет приблизительно ≤ 99%, более предпочтительно приблизительно ≤ 98%, более предпочтительно приблизительно ≤ 97%, более предпочтительно приблизительно ≤ 95% и наиболее предпочтительно приблизительно ≤ 90% от крутящего момента аналогичных бурильных операций, выполненных с использованием буровой композиции на нефтяной основе, но в отсутствии снижающей трение композиции.
Типичные способы введения снижающих трение композиций при бурильных операциях включают смешивание снижающей трение композиции, включающей по меньшей мере одно соединение формулы I, и по меньшей мере одной композиции нефтяной основы, при этом получают смазочную композицию, и введение смазочной композиции в скважину. Стадии введения могут включать закачивание смазочной композиции в скважину. Закачивание можно осуществлять непрерывно, т.е. обеспечивать непрерывный поток смазочной композиции, периодически или циклически, т.е. при чередовании периодов наличия потока смазочной композиции или его отсутствия. Предпочтительные способы кроме того включают непрерывное, периодическое или циклическое обеспечение наличия второго количества снижающей трение композиции в смазочной композиции, уже присутствующей в скважине. В некоторых способах непрерывное снабжение снижающей трение композицией обеспечивает общее снижение количества снижающего трение агента, использованного в бурильных операциях. В другом варианте непрерывное снабжение снижающим трение агентом может привести к проведению бурильных операций в более мягких условиях. Скважиной может являться, но не ограничиваясь только ими, нефтедобывающая, газодобывающая или водозаборная скважина, или нагнетательная скважина. Способы могут кроме того включать одну или более стадий введения скважинного инструмента в скважину.
Введенную смазочную композицию можно выдерживать при температурах в интервале приблизительно от 50°С, 60°С, 70°С, 80°С, 90°С, 100°С или 125°С до приблизительно 170°С, и давлениях от давления окружающей среды до приблизительно 100 бар (10000 кПа), 200 бар (20000 кПа), 300 бар (30000 кПа), 400 бар (40000 кПа), 500 бар (50000 кПа) или 600 бар (60000 кПа). Введенную смазочную композицию можно использовать при вращении элементов системы со скоростью приблизительно ≤ 1000 об/мин, например, приблизительно ≤ 800 об/мин, приблизительно ≤ 700 об/мин, и приблизительно ≥ 0 об/мин, такой как от 1 до 1000 об/мин. Введенную смазочную композицию можно также использовать при минимальном вращении, но при продольном движении при скорости ≤ 10000 м/ч (метров в час), ≤ 1000 м/ч, ≤ 100 м/ч и/или ≤ 10 м/ч.
Согласно варианту осуществления настоящего изобретения скважина проходит через пласт или располагается рядом с пластом. Бурильные операции могут кроме того включать стадию удаления по меньшей мере части смазочной композиции после стадии введения. Бурильные операции могут включать любое число дополнительных необязательных стадий. Например, некоторые бурильные операции включают одну или более следующих необязательных стадий: монтаж и цементирование буровых труб в первой скважине; монтаж противовыбросного устройства или смазочного устройства в верхней части скважины, бурение на расстоянии от скважины, второй скважины рядом с участком первой скважины для того, чтобы вторая скважина вступала в рабочий контакт с первой скважиной; монтаж и цементирование труб скважин во второй скважине; монтаж противовыбросного устройства или смазочного устройства в верхней части второй скважины; после чего бурение из одной первой или второй скважины продолжается вниз в пласт, а другая скважина, которую еще не подвергали бурению, полностью или частично заполняется флюидом, и буровой инструмент расположен в другой скважине и другая скважина была последовательно закрыта таким образом, чтобы был возможен доступ в другую скважину позже, и инструмент оставляют в другой скважине таким образом, чтобы этот инструмент можно было использовать для соединения с одной первой или второй скважиной, в которой продолжается бурение.
Другие дополнительные стадии включают одну или более из следующих стадий: расчет требуемого пути прохождения флюида для представляющей интерес скважины по сравнению с опорной скважиной, измерение расположения представляющей интерес скважины по сравнению со опорной скважиной вдоль ствола скважины, расчет реального пути представляющей интерес скважины на основе по меньшей мере части измеренного расположения представляющей интерес скважины по сравнению по меньшей мере с одной опорной скважиной, сравнение реального пути по меньшей мере одной представляющей интерес скважины с требуемым путем для представляющей интерес скважины, и регулировка буровой системы для изменения реального пути в представляющей интерес скважине на основе по меньшей мере части отклонения между реальным путем представляющей интерес скважины и требуемым путем представляющей интерес скважины.
Экспериментальная часть
Индекс вязкости определяли по величине кинематической вязкости согласно инструкциям ASTM D2270 -10е 1.
Кинематическую вязкость определяли согласно инструкциям ASTM D445.
a
a
Коэффициент трения (КТ) определяли с использованием прибора Falex Block-on-Ring. Блок выполнен из инструментальной стали SAE 01, а кольцо - из углеродистой стали SAE 4620. Длина блока составляла 15,76 мм (0,620 дюйма), а ширина 6,35 мм (0,250 дюйма). Внешний диаметр кольца составлял 35 мм (1,377 дюйма), а толщина 8,15 мм (0,321 дюйма). Шероховатость поверхности R блока находилась в интервале от 0,10 мкм до 0,20 мкм. Шероховатость поверхности Rкольца находилась в интервале от 0,15 мкм до 0,30 мкм. Для каждого тестирования использовали новую пару блока и кольца.
Для каждого примера снижающей трение композиции получали смесь, содержащую буровую композицию на нефтяной основе и снижающую трение композицию. Затем смесь помещали в ячейку для тестирования прибора Falex Block-on-Ring, в который предварительно устанавливали новую пару блока и кольца. Граница раздела между блоком и кольцом полностью погружена в буровую композицию на нефтяной основе.
Каждое тестирование начинали с исходного пускового периода со скоростью вращения кольца 400 об/мин, в ходе которого нагрузка блока, прикладываемая к кольцу, постепенно увеличивалась от 0 до 5 фунт-сила, а затем от 5 до 15 фунт-сила, в то время как система нагревалась от температуры окружающей среды до 75°С. Затем осуществляли серию из трех циклов с линейным изменением, состоящих из стадии уменьшения и стадии возрастания. В процессе каждой стадии уменьшения скорость вращения кольца уменьшалась от 400 до 0 об/мин при скорости вращения 1 об/с, и в процессе каждой стадии возрастания скорость вращения кольца увеличивалась от 0 об/мин до 400 об/мин при скорости вращения 1 об/с. В ходе некоторых из указанных переходов вращение кольца останавливали на 2 мин для релаксации системы. Характеристики зависимости коэффициента трения от скорости вращения в об/мин, полученные на стадиях возрастания, в количественном отношении были аналогичны зависимостям, полученным на стадиях уменьшения. Характеристики зависимости коэффициента трения от скорости вращения в об/мин, полученные на трех стадиях уменьшения, усредняли для получения зарегистрированной взаимосвязи коэффициента трения и скорости вращения в об/мин. В некоторых случаях исследованные снижающие трение композиции тестировали несколько раз, при этом приводили среднюю величину. Протокол тестирования схематически приведен на фигуре.
Примеры
Процедура амидирования для примеров 15-18
4
Бензоилхлорид (1 экв.) и пиридин (1 экв.) растворяли в хлористом метилене, при этом получали раствор с концентрацией 0,5 М. Затем медленно добавляли амин (1 экв) таким образом, чтобы поддерживать температуру реакционной смеси на уровне менее 30С, и смесь перемешивали в течение 5 ч. Реакцию останавливали добавлением 5% HCl в течение 30 мин и экстрагировали хлористым метиленом. Органическую часть сушили над MgSO, фильтровали и концентрировали.
Пример 1
В примере 1 получали смесь, содержащую 200 мл буровой композиции на основе нефти (продукт Versaclean фирмы M-I SWACO, Schlumberger company) и 6 мл стандартного снижающего трения агента (продукт Ultralube II фирмы Integrity Industries, Inc., Kingsville, TX США). Смесь получали при добавлении 6 мл продукта Ultralube II в 200 мл буровой композиции на нефтяной основе при комнатной температуре, после чего смесь перемешивали на перемешивающим устройстве Hamilton Beach 936-2 при 10000 об/мин до полного перемешивания. Как показано в табл. 1, при 30 об/мин смесь характеризовалась 5%-ным снижением величины коэффициента трения по сравнению с буровой композицией на нефтяной основе.
Пример 2
Пример 2 в значительной степени повторял пример 1, за исключением того, что композиция содержала приблизительно 200 мл буровой композиции на нефтяной основе из примера 1 и 5,55 г 3-пентадецилфенола фирмы Sigma Aldrich (технической чистоты, 90%). Как показано в табл. 1, при 30 об/мин смесь характеризовалась 44%-ным снижением величины коэффициента трения по сравнению с буровой композицией на нефтяной основе.
Пример 3
Пример 3 в значительной степени повторял пример 1, за исключением того, что композиция содержала приблизительно 200 мл буровой композиции на нефтяной основе из примера 1 и 4,78 г 4-додецилфенола фирмы Sigma Aldrich (смесь изомеров). Как показано в табл. 1, при 30 об/мин смесь характеризовалась 22%-ным снижением величины коэффициента трения по сравнению с буровой композицией на нефтяной основе.
Пример 4
Пример 4 в значительной степени повторял пример 1, за исключением того, что композиция содержала приблизительно 200 мл буровой композиции на нефтяной основе из примера 1 и 5,44 г продукта Cardolite NX-2023, производного CNSL с высоким содержанием карданола фирмы Cardolite Corporation. Как показано в табл. 1, при 30 об/мин смесь характеризовалась 22%-ным снижением величины коэффициента трения по сравнению с буровой композицией на нефтяной основе.
Пример 5
Пример 5 в значительной степени повторял пример 1, за исключением того, что композиция содержала приблизительно 200 мл буровой композиции на нефтяной основе из примера 1 и 5,44 г продукта Cardolite NX-2024, производного CNSL с высоким содержанием карданола фирмы Cardolite Corporation. Как показано в табл. 1, при 30 об/мин смесь характеризовалась 23%-ным снижением величины коэффициента трения по сравнению с буровой композицией на нефтяной основе.
Пример 6
Пример 6 в значительной степени повторял пример 1, за исключением того, что композиция содержала приблизительно 200 мл буровой композиции на нефтяной основе из примера 1 и 5,44 г продукта 1500-1, производного CNSL с высоким содержанием карданола фирмы Palmer International, Inc. Как показано в табл. 1, при 30 об/мин смесь характеризовалась 38%-ным снижением величины коэффициента трения по сравнению с буровой композицией на нефтяной основе.
Пример 7
Пример 7 в значительной степени повторял пример 1, за исключением того, что композиция содержала приблизительно 200 мл буровой композиции на нефтяной основе из примера 1 и 6, 11 г продукта RAC-951LV, феналкамина, полученного при аминировании производного CNSL с высоким содержанием карданола фирмы Palmer International, Inc. Как показано в табл. 1, при 30 об/мин смесь характеризовалась 12%-ным снижением величины коэффициента трения по сравнению с буровой композицией на нефтяной основе.
Пример 8
Пример 8 в значительной степени повторял пример 1, за исключением того, что композиция содержала приблизительно 200 мл буровой композиции на основе нефти из примера 1 и 7,61 г смеси изомеров основания Манниха со следующей структурой:
Основание Манниха структуры, показанной выше, синтезировали по следующей методике: предшественник Манниха N-(2-гидроксиэтил-1,3-оксазолидин) получали, как описано в статье Russian Journal of Applied Chemistry, т. 85, cc. 81-84 (2012). Оксазолидин (5,0 г, 42,7 ммоля) и карданол (13,3 мл, 42,7 ммоля) нагревали при 70°С в течение 2,5 ч. После охлаждения получали продукт в виде вязкой жидкости желтого цвета.
Как показано в табл. 1, при 30 об/мин смесь буровой композиции на нефтяной основе и основания Манниха характеризовалась 12%-ным снижением величины коэффициента трения по сравнению с буровой композицией на нефтяной основе.
Пример 9
4
Пример 9 в значительной степени повторял пример 1, за исключением того, что композиция содержала приблизительно 200 мл буровой композиции на нефтяной основе из примера 1 и 8,42 г модифицированного гликозилом карданола, полученного по следующей методике: пентаацилированную глюкозу (20 г, 51,3 ммоля) и пентадецилфенол (15,6 г, 51,3 ммоля, Cardolite NX-2023) растворяли в 100 мл хлористого метилена над молекулярными ситами с диаметром пор 4 А. Добавляли катализатор-эфират трифторида бора (6,3 мл, 51,3 ммоля) и реакционную смесь перемешивали при комнатной температуре в течение 24 ч, затем реакцию останавливали добавлением 5% раствора бикарбоната натрия. Органический слой сушили (MgSO), фильтровали и концентрировали.
Как показано в табл. 1, при 30 об/мин смесь буровой композиции на нефтяной основе и модифицированного гликозилом карданола характеризовалась 14%-ным снижением величины коэффициента трения по сравнению с буровой композицией на нефтяной основе.
Пример 10
Пример 10 в значительной степени повторял пример 1, за исключением того, что композиция содержала приблизительно 200 мл буровой композиции нефтяной основе из примера 1 и 6,25 г продукта Cardelox 1, этоксилированного карданола, содержащего 1 моль этиленоксида на моль карданола фирмы K2P Chemicals. Как показано в табл. 1, при 30 об/мин смесь характеризовалась -13%-ным снижением величины коэффициента трения по сравнению с буровой композицией на нефтяной основе.
Пример 11
Пример 11 в значительной степени повторял пример 1, за исключением того, что композиция содержала приблизительно 200 мл буровой композиции на нефтяной основе из примера 1 и 10,29 г продукта Cardelox 6, этоксилированного карданола, содержащего 6 молей этиленоксида на моль карданола фирмы K2P Chemicals. Как показано в табл. 1, при 30 об/мин смесь характеризовалась -5%-ным снижением величины коэффициента трения по сравнению с буровой композицией на нефтяной основе.
Пример 12
Пример 12 в значительной степени повторял пример 1, за исключением того, что композиция содержала приблизительно 200 мл буровой композиции на нефтяной основе из примера 1 и 6,38 г продукта С14 ЛАО, алкилированного нафтола, полученного по приведенной ниже методике. В круглодонную колбу в атмосфере азота добавляли 2-нафтол (101,78 г, 0,71 моля), Amberlyst™ 15Н (2,34 г, 0,94 мас. %) и 1-тетрадецен (145,58 г, 0,75 моля), ЛАО. Эту смесь нагревали при перемешивании при 120°С в течение 3 дней. Затем смесь охлаждали до 100°С, обрабатывали активированным углем (5,0 г), перемешивали в течение 30 мин и фильтровали через слой диатомита Celite™ для удаления катализатора и угля. Фильтрат перегоняли в вакууме на масляном насосе при 200°С для удаления непрорегировавших 2-нафтола и тетрадецена. Остаток после перегонки собирали, при этом получали вязкую жидкость красно-коричневого цвета. По данным анализа газовой хроматографией продукт в основном являлся моноалкилированным, с соотношением моноалкилированных звеньев и диалкилированных звеньев: 75/25.
Как показано в табл. 1, при 30 об/мин смесь буровой композиции на нефтяной основе и алкилированного нафтола характеризовалась 12%-ным снижением величины коэффициента трения по сравнению с буровой композицией на нефтяной основе.
Пример 13
Пример 13 в значительной степени повторял пример 1, за исключением того, что композиция содержала приблизительно 200 мл буровой композиции на нефтяной основе из примера 1 и 6,06 г продукта С16 ЛАО, алкилированного анизола, полученного по приведенной ниже методике. В круглодонную колбу, снабженную делительной воронкой, в атмосфере азота добавляли анизол (108,15 г, 1,00 моля) и катализатор цеолит USY (5,01 г, 1,5 мас. %). Смесь нагревали при перемешивании при 165°С. В смесь по каплям добавляли 1-гексадецен (230,03 г, 1,02 моля), ЛАО, в течение 1 ч и реакцию продолжали еще в течение 1 ч. Затем смесь охлаждали до 100°С и фильтровали через слой диатомита Celite™ для удаления катализатора. Фильтрат перегоняли в вакууме на масляном насосе при 190°С для удаления непрорегировавших анизола и 1-гексадецена. Остаток после перегонки собирали, при этом получали 274,46 г вязкой жидкости светло-желтого цвета. По данным анализа газовой хроматографии продукт в основном являлся моноалкилированным, с соотношением моноалкилированных звеньев и диалкилированных звеньев: 93/7.
Как показано в табл. 1, при 30 об/мин смесь буровой композиции на нефтяной основе и алкилированного анизола ЛАО характеризовалась 5%-ным снижением величины коэффициента трения по сравнению с буровой композицией на нефтяной основе.
Пример 14
Пример 14 в значительной степени повторял пример 1, за исключением того, что композиция содержала приблизительно 200 мл буровой композиции на нефтяной основе из примера 1 и 7,08 г продукта С20 нгПАО, алкилированного анизола, полученного по приведенной ниже методике. В круглодонную колбу, снабженную делительной воронкой, в атмосфере азота добавляли анизол (800,15 г, 1,40 моля) и катализатор цеолит МСМ-49 (44,0 г, 1,62 мас. %). Смесь нагревали при перемешивании при 150°С. В смесь по каплям добавляли С20 нгПАО олефин (1875 г, 6,68 моля) в течение 1 ч и реакцию продолжали в течение еще 2 ч. Реакционную смесь фильтровали через слой диатомита Celite™ для удаления катализатора. Фильтрат перегоняли в вакууме на масляном насосе при 200°С для удаления непрорегировавших анизола и олефина. Остаток после перегонки собирали, при этом получали вязкую жидкость светло-желтого цвета (выход 1731 г). По данным анализа газовой хроматографией продукт в основном являлся моноалкилированным, с соотношением моноалкилированных звеньев и диалкилированных звеньев: 95/5.
Как показано в табл. 1, при 30 об/мин смесь буровой композиции на нефтяной основе и алкилированного нгПАО анизола характеризовалась -5%-ным снижением величины коэффициента трения по сравнению с буровой композицией на нефтяной основе.
Пример 15
Пример 15 в значительной степени повторял пример 1, за исключением того, что композиция содержала приблизительно 200 мл буровой композиции на нефтяной основе из примера 1 и 7,55 г 3-нитро-N-октадецилбензамида. Как показано в табл. 1, при 30 об/мин смесь характеризовалась 15%-ным снижением величины коэффициента трения по сравнению с буровой композицией на нефтяной основе.
Пример 16
Пример 16 в значительной степени повторял пример 1, за исключением того, что композиция содержала приблизительно 200 мл буровой композиции на нефтяной основе из примера 1 и 4,26 г 4-нитро-N-октадецилбензамида. Как показано в табл. 1, при 30 об/мин смесь характеризовалась 5%-ным снижением величины коэффициента трения по сравнению с буровой композицией на нефтяной основе.
Пример 17
Пример 17 в значительной степени повторял пример 1, за исключением того, что композиция содержала приблизительно 200 мл буровой композиции на нефтяной основе из примера 1 и 7,58 г продукта 4-нитро-N-октадецилбензамида, полученного с использованием 18,5 г (100 ммолей) 4-нитробензоила, 8 мл пиридина и 26,8 г (100 ммолей) олеиламина. Как показано в табл. 1, при 30 об/мин смесь характеризовалась 6%-ным снижением величины коэффициента трения по сравнению с буровой композицией на нефтяной основе.
Пример 18
Пример 18 в значительной степени повторял пример 1, за исключением того, что композиция содержала приблизительно 200 мл буровой композиции на нефтяной основе из примера 1 и 6,5 г (Z)-4-нитро-N-(октадец-9-ен-1-ил)бензамида, полученного с использованием 18,5 г (100 ммолей) 4-нитробензоила, 8 мл пиридина и 26,7 г (100 ммолей) олеиламина. Как показано в табл.1, при 30 об/мин смесь характеризовалась 6%-ным снижением величины коэффициента трения по сравнению с буровой композицией на нефтяной основе.
Пример 19
Пример 19 в значительной степени повторял пример 1, за исключением того, что композиция содержала приблизительно 200 мл буровой композиции на нефтяной основе из примера 1 и 5,37 г продукта BNX™ 565, 4-[[4,6-бис(октилтио)-1,3,5-триазин-2-ил]амино]-2,6-бис(1,1-диметилэтил)фенола фирмы Mayzo, Inc. Как показано в табл. 1, при 30 об/мин смесь характеризовалась 6%-ным снижением величины коэффициента трения по сравнению с буровой композицией на нефтяной основе.
Пример 20
Пример 20 в значительной степени повторял пример 1, за исключением того, что композиция содержала приблизительно 200 мл буровой композиции на нефтяной основе из примера 1 и 4,89 г продукта BNX™ 1037, 2,4-бис[(додецилтио)метил]-6-метилфенола фирмы Mayzo, Inc. Как показано в табл. 1, при 30 об/мин смесь характеризовалась 24%-ным снижением величины коэффициента трения по сравнению с буровой композицией на нефтяной основе.
Примеры 21-23
В примерах 21-23 изучали старение буровой композиции на нефтяной основе в лабораторном масштабе и смесей, полученных из снижающих трение композиций из примеров 2 и 6 и буровой композиции на нефтяной основе. В каждом из примеров 21-23 использовали по 200 мл буровой композиции на нефтяной основе. Буровая композиция на нефтяной основе включала образец бурового раствора Megadril фирмы M-I SWACO, Schlumberger company. Образец находился в промышленном применении в течение продолжительного периода времени, поэтому нельзя было определить его точный состав. Кроме того, буровой раствор содержал буровой шлам, пластовую нефть и накопившиеся продукты деградации.
Смеси буровой композиции на нефтяной основе со снижающей трение композицией получали в примерах 22-23 по методикам, описанным в примере 1. Идентичность и количество снижающей трение композиции, использованные для каждого из примеров 22-23, описаны в табл. 2.
Для образцов из каждого примера 21-23 сначала измеряли исходный коэффициент трения. Образцы из примеров 21-23 подвергали термическому старению при 75°С в течение 7 дней в закрытых капсулах при постоянном встряхивании, после чего еще раз измеряли относительный коэффициент трения. Исходные величины относительных коэффициентов трения материалов из примеров и после термического старения приведены в табл. 3.
Как видно из данных, приведенных табл.3, в примерах 22 и 23, в которых представлены снижающие трение композиции, описанные в качестве пригодных в данном контексте, наблюдается значительное возрастание коэффициента трения после термического старения по сравнению с примером 21 (буровая композиция на нефтяной основе). Данные результаты являются особыми для данного конкретного образца использованного пластового бурового раствора, аналогичное ухудшение может происходить или не происходить с другими использованными пластовыми буровыми растворами в зависимости от точного состава, но полученные данные позволяют предположить, что снижающие трение композиции по настоящему изобретению с течением времени деградируют или взаимодействуют с образованием остатков, что приводит к возрастанию коэффициента трения по сравнению с буровой композицией на нефтяной основе, не содержащей снижающую трение композицию.
Как показано выше, в вариантах осуществления настоящего изобретения предложены новые снижающие трение композиции, которые можно использовать в различных смазочных операциях, например, при расширении ствола скважины, заканчивании скважины и т.п. Новые снижающие трение композиции могут характеризоваться одним или более следующих преимуществ. Например, композиции могут характеризоваться меньшим коэффициентом трения по сравнению со стандартными композициями, что облегчает достижение недостижимой ранее длины ствола шахты. Некоторые композиции, описанные в данном контексте, могут позволить осуществлять буровые работы при меньшем крутящем моменте и/или суммарном факторе трения (также называемом общим фактором трения). Общий фактор трения для конкретной буровой работы является комплексным фактором, объединяющим множестве факторов, характерных для каждой скважины, буровой работы и момента времени для каждой скважины, отражающего изменения, наблюдаемые в скважин. Общий фактор трения описан в следующих работах: "Friction Factor Model and Interpretation of Real Time Data (Thesis)," Christine Frafjord, Petroleum Geoscience and Engineering, Department of Petroleum Engineering and Applied Geophysics, Norwegian Univ. of Sci. and Tech. (май 2013), "Improvement of Torque-and-Drag Modeling in Long-Reach Wells," Seyed Ahmad Mirhaj, Eirik Kaarstad, Bernt S. Aadnoy, Modern Applied Sci.,, т. 5, №. 5, 10 ISSN 1913-1844 E-ISSN 1913-1852 (октябрь 2011); "Real Time Torque and Drag Analysis during Directional Drilling (Thesis)," Mohammad Fazaelizadeh, Univ. of Calgary, Dept. of Chemical and Petroleum Engineering, Calgary, Alberta, CA (март 2013), каждая из которых полностью включена в данное описание в качестве ссылки. Крутящий момент и общий фактор трения каждый представляют собой меру нагрузки, которую бурильная операция оказывает на оборудование. Снижение одной или более этих величин может обеспечить более продолжительное улучшение любого свойства, на которое отрицательно влияют более высокие значения, например, более длинные стволы скважин, более длительное время эксплуатации между периодами обслуживания, более высокая эффективность и т.п. Специалистам в данной области техники представляются очевидными другие свойства и дополнительные преимущества.
Все документы, описанные в данном контексте, включены в него в виде ссылок для выполнения всех юрисдикций, где такая практика разрешена, включая любые приоритетные документы и/или методики тестирования до той степени, до которой они не противоречат данному контексту. Как следует из приведенного выше основного описания и конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения, хотя формы изобретения были проиллюстрированы и описаны, можно осуществлять различные модификации, не выходя за пределы сущности и объема изобретения. Соответственно, в связи с этим изобретение не ограничено этими модификациями. Например, композиции, описанные в данном контексте, могут не содержать какого-либо компонента или композиции, прямо не указанной или не раскрытой в данном контексте. Любой способ может не содержать любую стадию, не цитированную и не описанную в данном контексте. Аналогичным образом, термин "включающий" считается синонимом термину "содержащий". Везде, где способу, композиции, элементу или группе элементов предшествует определение "включающий", следует понимать, что авторы также рассматривают аналогичную композицию или группу элементов с определениями " в основном состоящий из", "состоящий из", "выбранный из группы, состоящей из", или глаголом "является", предшествующим описанию композиции, элемента или элементов, и наоборот.