СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТВЕРДОЙ ДОБАВКИ ДЛЯ ИНВЕРТНЫХ ЭМУЛЬСИОННЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ, ТВЕРДАЯ ДОБАВКА ДЛЯ ИНВЕРТНЫХ ЭМУЛЬСИОННЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ, ИНВЕРТНЫЙ ЭМУЛЬСИОННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР Российский патент 2020 года по МПК C09K8/36 C09K8/03 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение относится к добавкам для порошковых инвертных эмульсионных растворов, включающих жидкие добавки, смешанные с инертной твердой основой; способ изготовления включает распыление или смешивание жидких инвертных эмульсионных добавок при контролируемой температуре со смесью инертных наполнителей в определенных пропорциях. Полученные таким образом твердые добавки успешно используются в качестве сухих продуктов в инвертных эмульсионных буровых растворах.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

В бурении нефтяных и газовых скважин используется множество типов растворов. Эти растворы называются буровыми. Существует два основных типа буровых растворов, используемых в бурении нефтяных скважин; одним из них является раствор на водной основе, в котором в качестве жидкости используют воду. Если нефть вводится в воду путем эмульгирования, то получают эмульсию типа "нефть в воде". Второй тип - это раствор на нефтяной основе, в котором в качестве жидкости используют нефть с водой или любую другую жидкость эмульгированную в нефти, поэтому такая эмульсия называется "вода в нефти". Выбор бурового раствора осуществляется с учетом всех преимуществ и недостатков таких растворов в зависимости от вида применения, типа разбуриваемой скважины и характеристик нефтяного или газового месторождения, в котором разбуривается скважина.

Буровые растворы выполняют несколько важных функций, включая смазывание бурового долота, установление противодавления раствора для того, чтобы предотвратить преждевременное попадание в скважину нефти, газа и/или воды под высоким давлением из пласта, что позволяет предотвратить разрушение необсаженного ствола скважины. Буровые растворы также применяются для удаления бурового шлама из зоны бурения и его выноса на поверхность, где раствор отделяют от шлама. В то же самое время буровой раствор охлаждает и очищает буровое долото и сокращает трение между буровой колонной и стенками скважины. Кроме того, буровой раствор образует тонкий фильтрационный осадок низкой степени проницаемости, который уплотняет отверстия в пластах, пробитых буровым долотом, и сокращает нежелательный приток пластовых флюидов из пористых пород. Виды, состав и свойства применяемых буровых растворов для нефтяных скважин описаны в книге "Состав и свойства буровых растворов для нефтяных скважин" авторов Грея и Дарли ("Composition and Properties of oil well/drilling Fluids" by Gray and Darley), опубликованной компанией Gulf Publishing Company в 1988 году, которая включена в настоящий документ посредством ссылки.

Растворы на водной основе являются более предпочтительными, чем растворы на нефтяной основе, из-за меньшей стоимости и меньшего влияния на окружающую среду. Однако растворы на нефтяной основе имеют лучшие характеристики бурения и являются предпочтительными при бурении водовосприимчивых пластов. Кроме того, растворы на нефтяной основе имеют лучшие смазочные свойства и отличаются стабильностью при более высоких температурах по сравнению с растворами на водной основе.

Растворы на нефтяной основе содержат небольшое количество воды, эмульгированной в нефти. Такая эмульсия называется эмульсия типа "вода в нефти" или инвертный эмульсионный буровой раствор, который обычно содержит не менее 5% и не более 50% воды или водного раствора (солевой раствор) по объему. Вода распределена в инвернтых эмульсиях в виде водяных капель по всей диспергирующей (т.е., внешней) нефтяной фазе или фазе синтетического масла, которая может содержать дизельное топливо или другие смеси жидких углеводородов (к примеру, олефиновые или парафиновые в диапазоне C.sub.16-C.sub.18). Водная дисперсионная фаза (т.е., внутренняя) обычно представляет собой солевой водный раствор (к примеру, солевой раствор, содержащий хлорид - раствор хлорида кальция 30%).

Инвертные эмульсионные буровые растворы обычно получают в результате смешивания углеводородного масла с водой или солевым раствором в условиях сильного сдвига и в присутствии подходящего эмульгатора. Стабильную эмульсию получают, когда при прекращении перемешивания в жидкой смеси отсутствует четкий слой нефти и воды и во всей нефтяной фазе имеются равномерно распределенные капли воды. Эмульгатор требуется не только для стабильного распределения капель воды в нефтяной фазе, но и для поддержки твердых частиц таких, как утяжеляющие добавки (к примеру, бариты) или буровой шлам в смоченном нефтью состоянии. Помимо этих утяжеляющих материалов в инвертные эмульсионные системы часто включают другие добавки для улучшения характеристик буровых растворов. Такие добавки для буровых растворов могут включать органическую глину и другие материалы, которые увеличивают вязкость раствора; существуют добавки для контроля за потерями бурового раствора в пласте; добавки, используемые в качестве средства смачивания нефтью для удержания твердых частиц и буровой колонны в смоченном нефтью состоянии; добавки в виде реологических модификаторов для взвешивания бурового шлама и поддержания нужного реологического профиля, а также в виде смазки для улучшения смазочных свойств буровых растворов.

Что касается эмульгаторов и других добавок, используемых в инвертных эмульсионных буровых растворах, то из области техники известны различные жидкие и твердые составы.

В патенте США №2,946,746 описаны эмульсии типа "вода в нефти", содержащие полиамидный эмульгатор, который можно приготовить при помощи химической реакции полиэтилен полиамина и одноосновной жирной кислоты в достаточном количестве для реакции всех аминогрупп полиэтилен полиамина, с целью преобразования их в аминогруппы жирных кислот.

В патенте США №4,233,162 описан эмульгатор, содержащий амид жирной кислоты, олеиновую кислоту, димеризованную олеиновую кислоту и сурфактант-дисперсант, который представляет собой смесь второго типа амида жирных кислот и отработанного раствора лигнина, полученного из балансовой древесины.

В патенте США №4,374,737 описан состав бурового раствора, в котором используют незагрязняющее масло (растительное или минеральное масло) и концентрат, который добавляют в количестве примерно 3% по весу. Концентрат содержит диэтаноламид, жирную кислоту таллового масла и смесь имидазолина/амида. В состав бурового раствора может быть добавлена вода для получения инвертной эмульсионной системы.

В патенте США №4,508,628 описан инвертный эмульсионный буровой раствор, содержащий нетоксичное биологически разлагаемое масло, водную фазу и эмульгатор. Буровой раствор имеет заданные характеристики, которые обеспечивают низкую вязкость при высокой скорости сдвига, присущей раствору во время бурения.

В WO 89/11516 описан рабочий раствор для скважин на нефтяной основе, содержащий углеводородное бурильное масло с солевым раствором натрия, кальция или магния. Используемый эмульгатор содержит продукт реакции амида-амина или гидроксиалкил амида с дикарбоновой кислотой или кислотным ангидридом.

В патентах США №4,956,104; 5,045,593 и смежных патентах описано использование органофильных производных водорастворимых полимеров, приготовленных путем реакции полимера с фосфатидом, таким как лецитин, в качестве добавок с целью сокращения потерь бурового раствора для рабочих растворов на нефтяной основе.

В патенте №5,096,883 описан нетоксичный буровой раствор, который представляет собой эмульсию базового масла, водной фазы и эмульгатора. Базовое масло содержит в основном парафины с разветвленной цепью атомов, которые могут иметь эфирные функции и ряд определенных свойств. Для буровых растворов не используют ароматические углеводороды, которые могут оказывать воздействие на окружающую среду.

В патенте США №6,461,999 описано использование смазочных добавок для буровых растворов, которые помогают устранить необходимость в некоторых нежелательных эмульгаторах, сурфактантах, растворителях или диспергаторов. Добавки приготавливают путем смешивания крахмала, воды и смазочного вещества, такого как полиалкилен, струей пара.

В патенте США №6,620,770 и смежных заявках на патенты США №2004/0171498, 2005/0137093 и 2005/0037929 описаны добавки для контроля стабильности и фильтрации эмульсии для инвертных эмульсионных буровых растворов. Добавки приготавливают путем смешивания полиамида, нагруженного карбоновой кислотой, с продуктом присоединения диенофилов по реакции Дильса-Альдера (к примеру, карбоновые кислоты поликарбоновые кислоты или кислотные ангидриды) и смесью жирных и смоляных кислот.

В патенте США №4,544,756 описано производство еще одного жидкого инвертного эмульгатора, состоящего из цвиттер-ионного 2-алкил имидиазолина, приготовленного из жирной кислоты таллового масла, полиалкилен полиамина и цис-ненасыщенной дикарбоновой кислоты.

Большинство известных из уровня техники добавок, особенно инвертные эмульгаторы и увлажнители, используемые в растворах на нефтяной основе, являются жидкостями. При предельно низкой температуре очень сложно поддерживать эти жидкие добавки в текучей форме. Зачастую становится невозможно использовать такие жидкие продукты на тех участках, где присутствуют температуры ниже нуля.

Поэтому в добавках для буровых растворов используют растворители-носители для улучшения свойств текучести с целью их успешного применения в полевых условиях. Однако использование растворителей-носителей связано не только с увеличением стоимости, проблемами логистического и экологического характера, но они также неблагоприятно влияют на рабочие характеристики буровых растворов.

Помимо низких температур серьезной проблемой является ограниченность пространства в некоторых скважинах, к примеру, на морских платформах, а также увеличение затрат на транспортировку материалов к буровой площадке. Таким образом, в отрасли наблюдается значительная заинтересованность в буровых растворах, которые можно приготавливать и хранить с минимальным количеством растворителя и других добавок.

Поэтому требуется создать такие добавки для буровых растворов, которые бы представляли собой свободнотекучие порошки и могли бы использоваться на буровых площадках независимо от температуры, и которые также не имели бы растворителей, используемых с целью снижения влияния на окружающую среду и улучшения рабочих характеристик добавок.

ЦЕЛИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Целью изобретения является создание добавок для буровых растворов в свободнотекучей порошковой форме для последующего прекращения использования жидких добавок.

Другой целью изобретения является преодоление проблем, связанных с температурами застывания и воспламенения жидких добавок, и использование твердых добавок в соответствии с настоящим изобретением в широком диапазоне высоких и низких температур.

Целью изобретения является прекращение/значительное сокращение использования растворителей-носителей.

Другой целью изобретения является обеспечение повышенной электрической стабильности у бурового раствора.

Еще одной целью изобретения является создание буровых растворов, для которых требуется значительно меньшее количество загустителя, к примеру, глины.

Другой целью изобретения является отказ от процесса распыления/сушки в ходе изготовления порошковых добавок для буровых растворов.

Целью изобретение является сокращение транспортных расходов и упрощение транспортировки буровых растворов путем отказа от применения бочек, которые традиционно используются для жидких добавок, и их замены на мешки, которые можно использовать для порошковых добавок.

Другой целью изобретения является обеспечение простоты обращения с добавками для бурового раствора.

Еще одной целью является устранение экологических рисков, связанных с транспортировкой большого количества содержащих растворитель добавок.

Другой целью изобретения является устранение затрат на утилизацию бочек.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится к твердым добавкам для инвертных эмульсионных буровых растворов, имеющих предпочтительные характеристики и принимающих форму свободнотекучего порошка в результате смешивания жидких инвертных эмульсионных добавок и твердого инертного субстрата при контролируемых технологических условиях. Эти твердые добавки лишены рабочих недостатков, связанных с жидкостями-носителями такими, как общие растворители и другие ароматические растворители жидких добавок. Твердые добавки, не содержащие растворитель, позволяют выбрать буровой раствор на основании конкретных нужд бурения (а не совместимости с растворителем, используемом в стандартном жидком эмульгаторе). Таким образом, оператор бурения получает значительную гибкость при выборе нужной основы бурового раствора.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ

Описываются твердые свободнотекучие порошковые добавки для буровых растворов, имеющие предпочтительные эмульгирующие, увлажняющие и другие рабочие характеристики. Описывается способ их приготовления и их применение в буровых растворах на нефтяной основе. Процесс изготовления содержит распыление/смешивание разных типов жидких инвертных эмульсионных добавок при повышенной температуре в смесителе в течение заданного времени со смесью инертных наполнителей в определенных пропорциях и с определенным размером частиц. Полученные таким образом твердые порошковые добавки распыляют при контролируемых условиях для получения конечного размера частиц, который не влияет на рабочие характеристики каждой отдельной добавки. Твердые инвертные эмульсионные добавки добавляют в буровой раствор, в результате чего получают буровые растворы с улучшенными характеристиками. Твердые порошковые добавки значительно сокращают расходы на транспортировку и упрощают логистику, а также решают экологические вопросы, связанные с транспортировкой большого количества содержащей растворители жидкости, а также позволяют преодолеть проблемы, связанные с температурой застывания жидких добавок.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

На рынке имеется широкий ассортимент жидких добавок для буровых растворов, пригодных для создания твердых свободнотекучих порошковых эмульгаторов в соответствии с настоящим изобретением. Жидкие добавки приготавливают в соответствии с традиционными методами. К примеру, при приготовлении жидкого инвертного эмульгатора жирные кислоты вступают в реакцию с полиалкилен-полиамином и дикарбоновой кислотой в соответствии с процессом, описанным в патенте США №4,544,756. Однако для получения гидрофобизатора сырое талловое масло окисляют путем пропускания потока воздуха через сырое талловое масло для получения жидкого гидрофобизатора.

Из уровня техники известен способ изготовления жидких добавок, используемых в буровых растворах.

Как указано выше, все эти добавки имеют жидкую форму, с чем связаны различные ограничения в ходе бурения, особенно в условиях низких температур. В вариантах осуществления настоящего изобретения описаны добавки в свободнотекучей порошковой форме, которые сокращают или устраняют ограничения или проблемы, связанные с использованием жидких добавок.

Порошковые добавки для инвертных эмульсионных буровых растворов содержат жидкие добавки, смешанные с инертным твердым субстратом. В соответствии с настоящим изобретением возможно приготовление множества составов. Подразумевается, что соотношение жидких добавок и инертного наполнителя зависит от вида использования и способа приготовления: соотношение твердых и жидких веществ варьируется от 10:90 до 90:10, соответственно.

Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения описаны ниже.

Вариант осуществления I: Данный вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой способ приготовления твердого инвертного эмульгатора, включающий распыление при скорости около 2-8 л/мин жидких эмульгаторов, имеющих температуру около 70-150°С, на инертный наполнитель.

Способ приготовления твердого инвертного эмульгатора включает распыление нагретого жидкого эмульгатора, содержащего (1) конденсат жирного амина, нагруженного карбоновой кислотой, или (2) измененную жирную кислоту растительного масла, или (2) распыление смеси (1) и (2) на инертный твердый наполнитель, к примеру, осажденный диоксид кремния с размером частиц 10-180 мкм, диатомит с размером частиц 10-200 мкм или вспученный перлит с размером частиц 10-5000 мкм. Смесь перемешивают, высушивают и охлаждают для получения твердого инвертного эмульгатора, который затем размельчается до размера частиц около 500 мкм для получения высушенного эмульсионного порошка. Конденсат жирного амина, нагруженного карбоновой кислотой приготавливают путем реакции конденсата амина жирной кислоты, приготовленного из жирной кислоты и диэтилентриамина, с активированной дикарбоновой кислотой или кислотным ангидридом. Измененная жирная кислота растительного масла также содержит окисленную и/или димеризованную жирную кислоту.

Наглядным примером жидкого эмульгатора является Gel Mul, а измеренной жирной кислоты растительного масла - Gel Wet, которые производятся компанией GUMPRO Drilling Fluid.

Вариант осуществления II: Данный вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой способ приготовления твердых добавок инвертных растворов для контроля потерь бурового раствора, включающий распыление на инертные наполнители при скорости около 2-8 л/мин жидкой добавки для контроля потерь бурового раствора при температуре около 70-150°С

Способ приготовления твердых добавок инвертных растворов для контроля потерь бурового раствора включает распыление жидкой добавки для контроля потерь бурового раствора, содержащей (1) малеинированный полимер камеди, или (2) полиамидную смолу, приготовленную из димерной жирной кислоты, полиамина и алканол амина или полиэфиров жирной кислоты или их комбинаций, на инертный твердый наполнитель, к примеру, осажденный диоксид кремния с размером частиц 10-180 мкм, диатомит с размером частиц 10-200 мкм или вспученный перлит с размером частиц 10-5000 мкм. Помимо этого, способ включает смешивание, сушку и охлаждение смеси для получения твердых добавок инвертных растворов для контроля потерь бурового раствора, которые затем измельчаются до размера частиц около 500 мкм для получения порошковой добавки для контроля потерь бурового раствора.

На рынке имеется жидкая добавка для контроля потерь бурового раствора - Gel Trol L-HT от компании GUMPRO Drilling Fluid.

Вариант осуществления III: Данный вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой способ приготовления твердых инвертных реологических модификаторов. Способ содержит распыление на инертные наполнители на скорости около 2-8 л/мин жидкого реологического модификатора при температуре около 70-150°С.

Способ приготовления твердого инвертного реологического модификатора включает распыление жидкого реологического модификатора, содержащего (1) жирную кислоту растительного масла, или (2) димерную/тримерную кислоту или (3) смесь (1) и (2) на инертном твердом наполнителе, к примеру, осажденный диоксид кремния с размером частиц 10-180 мкм, диатомит с размером частиц 10-200 мкм или вспученный перлит с размером частиц 10-5000 мкм. Помимо этого, способ включает смешивание, сушку и охлаждение смеси для получения твердого реологического модификатора, которая затем измельчается до размера частиц около 500 мкм для получения высушенного порошка реологического модификатора.

Наглядным примером жидкого реологического модификатора является Gel Mod от компании GUMPRO Drilling Fluid.

Вариант осуществления IV: Данный вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой способ приготовления твердого инвертного увлажнителя, включающий распыление на инертный наполнитель при скорости около 2-8 л/мин жидкого увлажнителя при температуре около 70-150°С.

Способ приготовления твердого увлажнителя включает распыление жидкого увлажнителя, содержащего смесь измененных, обработанных жирных кислот растительного масла, на смесь инертных твердых наполнителей, таких как осажденный диоксид кремния и диатомит или осажденный диоксид кремния и вспученный перлит или диатомит и вспученный перлит, в диапазоне соотношений 50-70:50-30.

Помимо этого, способ включает смешивание, сушку и охлаждение смеси для получения твердого инвертного увлажнителя, которая затем измельчается до размера частиц около 500 мкм для получения порошкового увлажнителя.

На рынке имеется жидкий увлажнитель Gel Wet от компании GUMPRO Drilling Fluid.

Вариант осуществления V: Твердые инвертные буровые добавки, о которых идет речь в вариантах осуществления с I по IV, также можно получить путем смешивания инертного наполнителя и жидкой добавки взамен распыления жидкой добавки на инертный наполнитель.

Способ приготовления твердого инвертного модификатора включает нагрев загруженного в реактор жидкого эмульгатора до температуры около 70-150°С и медленное добавление в него при постоянном помешивании осажденного диоксида кремния. Смесь перемешивают до получения свободнотекучего порошка. Остальные этапы процесса, включая охлаждение, сушку и измельчение смеси, аналогичны этапам, содержащимся в вариантах осуществления I-IV для соответствующих добавок.

Вариант осуществления VI: B данном варианте осуществления твердые добавки для буровых растворов из вышеуказанных вариантов осуществления, используются при приготовлении буровых растворов на нефтяной основе. С целью определения эффективности указанных твердых добавок для эмульсионных инертных буровых растворов в соответствии с настоящим изобретением, они прошли испытания в качестве добавок для буровых растворов на нефтяной основе в соответствии с процедурами, указанными в Практических Рекомендациях API RP 13I 2009, "СТАНДАРТНЫЙ ПОРЯДОК ДЛЯ ИСПЫТАНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ". Приготовили составы в количестве 12 фунтов на галлон масла/солевого раствора (хлорид кальция 25%). Соотношения масла/солевого раствора (М/О) указаны в следующих таблицах. Образцы выдержали при 300°F в течение 16 часов и испытывали при указанных температурах.

ЧАСТНЫЕ СЛУЧАИ

Испытания проводили в соответствии с порядками, указанными в Бюллетени API RP 13В-2, 1990. При описании результатов экспериментов использовались следующие сокращения.

"ПВ" - пластическая вязкость, являющаяся одной из переменных, используемых при вычислении характеристик вязкости бурового раствора и измеряемая в сантипуазах (ср).

"ПТ" - предел текучести, являющийся другой переменной, используемой при вычислении характеристик вязкости бурового раствора, и измеряемый в фунтах на 100 кв. футов (фунт/100 фут²).

"КВ" - кажущаяся вязкость, являющаяся одной из переменных, используемых при вычислении характеристик вязкости бурового раствора, и измеряемая в сантипуазах (ср).

"ГЕЛИ" - мера взвешивания или тиксотропных свойств бурового раствора, измеряемая в фунтах на 100 кв. футов (фунт/100 фут²).

"Фильтрация API" - термин, используемый для обозначения фильтрации API в мл.

"ВТВД" - термин, используемый для обозначения потерь раствора высокой температуры и высокого давления, измеряемых в мл в соответствии с Бюллетенью API RP 13I, 2009. Потери раствор измерялись при 300°F и дифференциальном давлении 500 фунт/кв. дюйм.

Далее указаны частные случаи осуществления настоящего изобретения. Однако подразумевается, что данные частные случаи не ограничивают объем изобретения, так как эти и другие эквивалентные варианты осуществления вытекают из настоящего изобретения.

Частный случай 1 - В данном частном случае описано приготовление порошкового основного эмульгатора в соответствии с вариантом осуществления I при помощи жидкого эмульгатора (основной эмульгатор Liquid Gel Mul от компании Gumpro Drilling Fluid).

В смеситель загружают 40 кг осажденного диоксида кремния. В сосуде с рубашкой нагревают 60 кг жидкого эмульгатора до температуры в диапазоне 120°-130°С. Нагретый жидкий эмульгатор распыляют на осажденный диоксид кремния в смесителе через рукав, подсоединенный к распылительным форсункам (Flat Jet), со скоростью 5-6 л/мин под давлением 8-15 кг/см². После завершения распыления смесь перемешивают в течение 30 минут - 1 часа. Затем смесь выгружают из смесителя и охлаждают, после чего охлажденную смесь перемалывают в штифтовой дисковой дробилке в контролируемых условиях и пропускают через вибросито с 30 ячейками (B.S.S.); затем оставшуюся на сите смесь повторно измельчают.

Полученный порошковый основной эмульгатор содержит 50-70% основного эмульгатора Liquid Gel Mul и 50-30% смеси инертных наполнителей.

Спецификации инертного наполнителя указаны ниже:

1. ОСАЖДЕННЫЙ ДИОКСИД КРЕМНИЯ:

Виды возможных инертных наполнителей

I. ДИАТОМИТ

ii. ВСПУЧЕННЫЙ ПЕРЛИТ

Спецификация порошкового основного эмульгатора:

Частный случай 2 - В данном частном случае описано приготовление порошкового вторичного эмульгатора в соответствии с вариантом осуществления I при помощи жидкого эмульгатора (вторичный эмульгатор Liquid Gel Mul от компании Gumpro Drilling Fluid).

Жидкий эмульгатор распыляют на инертном наполнителе для образования смеси, после чего эту смесь перемешивают, охлаждают и измельчают в соответствии с процессом, описанным в частном случае 1, для получения добавки в форме свободнотекучего порошка.

Полученный порошковый вторичный эмульгатор содержит 50-70% основного эмульгатора Liquid Gel Mul и 50-30% смеси инертных наполнителей. Используются те же инертные наполнители, что указаны в частном случае 1.

Спецификация порошкового вторичного эмульгатора:

Частный случай 3 - В данном частном случае описано приготовление порошкового основного эмульгатора в соответствии с вариантом осуществления V при помощи жидкого эмульгатора (основной эмульгатор Liquid Gel Mul от компании Gumpro Drilling Fluid).

В реакторе нагревают 70 кг загруженного жидкого эмульгатора до температуры 110-115°С, затем в нагретый жидкий эмульгатор медленно добавляют 30 кг осажденного диоксида кремния, постоянно помешивая. Смесь перемешивают в течение 15-20 минут или до получения свободнотекучего порошка. Смесь выгружают и охлаждают. Затем охлажденную смесь перемалывают в штифтовой дисковой дробилке в контролируемых условиях и пропускают через вибросито с 30 ячейками (B.S.S.). Оставшуюся на сите смесь повторно измельчают.

Полученный порошковый основной эмульгатор содержит 50-70% основного эмульгатора Liquid Gel Mul и 50-30% смеси инертных наполнителей.

Спецификации осажденного диоксида кремния, других инертных наполнителей и порошкового основного эмульгатора аналогичны тем, что использовали в частном случае 1.

Частный случай 4 - В данном частном случае описано приготовление порошкового вторичного эмульгатора в соответствии с вариантом осуществления V при помощи жидкого эмульгатора (вторичный эмульгатор Liquid Gel Mul от компании Gumpro Drilling Fluid).

Тридцать килограмм осажденного диоксида кремния при постоянном перемешивании добавляют в 70 кг жидкого эмульгатора при температуре 120-125°С, данную смесь перемешивают, охлаждают и измельчают в соответствии со способом, описанным в частном случае 3 для получения свободнотекучего порошка.

Полученный порошковый вторичный эмульгатор содержит 50-70% основного эмульгатора Liquid Gel Mul и 50-30% смеси инертных наполнителей.

Частный случай 5 - В данном частном случае описывается приготовление бурового раствора на основе нефти при помощи порошковых основного и вторичного эмульгатора из частных случаев 1 и 2.

Для определения эффективности порошковых основного и вторичного эмульгаторов их испытывают в качестве эмульгаторов растворов на нефтяной основе в соответствии с порядками, указанными в Практических рекомендациях API RP 13I 2009, "Стандартный порядок для испытания буровых растворов". Приготовили составы в количестве 12 фунтов на галлон.

Приготовили буровой раствор на нефтяной основе, который включает следующие компоненты:

Полученный буровой раствор на нефтяной основе выдержали в течение 16 часов во вращательной печи при температуре 300°F, раствор имел плотность 12 ppg. Используемая смесь органической сухой глины - Gel Clay от компании Gumpro Drilling Fluid Pvt. Ltd.

Раствор имел следующие свойства, измеренные при 120°F в соответствии с таблицей 1.

Частный случай 6 - В данном частном случае описывается приготовление второго бурового раствора на основе нефти при помощи порошковых основного и вторичного эмульгатора из частных случаев 1 и 2.

Приготовили буровой раствор на нефтяной основе, который включает следующие компоненты:

Полученный буровой раствор на нефтяной основе выдержали в течение 16 часов во вращательной печи при температуре 300°F, раствор имел плотность 12 ppg. Используемая смесь органической сухой глины - Gel Clay от компании Gumpro Drilling Fluid Pvt. Ltd.

Раствор показал результаты, указанные в таблице 2.

Частный случай 7 - В данном частном случае описывается приготовление третьего порошкового эмульгатора в соответствии с настоящим изобретением.

Жидкий эмульгатор Liquid Gel Mul Ail in One от компании Gumpro Drilling Fluid распыляют на инертном наполнителе для образования смеси, после чего эту смесь перемешивают, охлаждают и измельчают в соответствии с процессом, описанным в Частном случае 1, для получения добавки в форме свободнотекучего порошка.

Полученный порошковый эмульгатор All in One содержит 50-70% эмульгатора Liquid Gel Mul All-in-One и 50-30% смеси инертных наполнителей. Используются те же инертные наполнители, что указаны в частном случае 1.

Спецификация порошкового эмульгатора All-in-One:

Частный случай 8 - В данном частном случае описывается приготовление порошковой добавки для контроля потерь бурового раствора в соответствии с Вариантом осуществления II настоящего изобретения.

Жидкую добавку для контроля потерь бурового раствора Liquid Gel Troll L-HT от компании Gumpro Drilling Fluid распыляют на инертном наполнителе для образования смеси, после чего эту смесь перемешивают, охлаждают и измельчают в соответствии с процессом, описанным в Частном случае 1, для получения добавки в форме свободнотекучего порошка.

Полученная порошковая добавка для контроля потерь бурового раствора содержит 50-70% Liquid Gel Troll L-HT и 50-30% смеси инертных наполнителей. Используются те же инертные наполнители, что указаны в частном случае 1.

Спецификация порошковой добавки для контроля потерь бурового раствора:

Частный случай 9 - В данном частном случае описывается приготовление порошкового реологического модификатора в соответствии с Вариантом осуществления III настоящего изобретения.

Реологический модификатор Liquid Gel Mod от компании Gumpro Drilling Fluid распыляют на инертном наполнителе для образования смеси, после чего эту смесь перемешивают, охлаждают и измельчают в соответствии с процессом, описанным в частном случае 1, для получения добавки в форме свободнотекучего порошка.

Полученный порошковый реологический модификатор содержит 50-70% Liquid Gel Mod и 50-30% смеси инертных наполнителей. Используются те же инертные наполнители, что указаны в частном случае 1.

Спецификация порошкового реологического модификатора:

Частный случай 10 - В данном частном случае описывается приготовление бурового раствора на нефтяной основе при помощи порошковых основного и вторичного эмульгатора из частных случаев 1 и 2 и порошковой добавки для контроля потерь бурового раствора и реологического модификатора из частных случаев 8 и 9, соответственно.

Приготовили буровой раствор на нефтяной основе, содержащий следующие компоненты:

Полученный буровой раствор выдержали в течение 16 часов во вращательной печи при температуре 300°F. Получившийся буровой раствор имел плотность 12 ppg и характеристики, указанные в таблице 3.

Частный случай 11 - В данном частном случае описывается приготовление второго бурового раствора на нефтяной основе при помощи порошковых основного и вторичного эмульгатора из частных случаев 1 и 2 и порошковой добавки для контроля потерь бурового раствора и реологического модификатора из частных случаев 8 и 9, соответственно.

Приготовили буровой раствор на нефтяной основе, содержащий следующие компоненты:

Полученный буровой раствор выдержали в течение 16 часов во вращательной печи при температуре 300°F. Получившийся буровой раствор имел плотность 12 ppg и характеристики, указанные в таблице 4.

Частный случай 12 - В данном частном случае описывается приготовление бурового раствора на нефтяной основе при помощи порошкового эмульгатора All in One из частного случая 7 и порошковой добавки для контроля потерь бурового раствора и реологического модификатора из частных случаев 8 и 9, соответственно.

Приготовили буровой раствор на нефтяной основе, содержащий следующие компоненты:

Полученный буровой раствор выдержали в течение 16 часов во вращательной печи при температуре 300°F. Получившийся буровой раствор имел плотность 12 ppg и характеристики, указанные в таблице 5.

Частный случай 13 - В данном частном случае описывается приготовление порошкового увлажнителя в соответствии с Вариантом осуществления IV настоящего изобретения.

Жидкий увлажнитель Liquid Gel Wet от компании Gumpro Drilling Fluid распыляют на инертном наполнителе для образования смеси, после чего эту смесь перемешивают, охлаждают и измельчают в соответствии с процессом, описанным в частном случае 1, для получения добавки в форме свободнотекучего порошка.

Полученный порошковый увлажнитель содержит 50-70% Liquid Gel Wet и 50-30% смеси инертных наполнителей. Используются те же инертные наполнители, что указаны в частном случае 1.

Спецификация порошкового увлажнителя:

В таблицах с результатами демонстрируются улучшенные рабочие характеристики буровых растворов, полученных при помощи порошковых добавок в соответствии с настоящим изобретением.

Частный случай 14 - В данном частном случае описывается приготовление порошковой добавки для контроля потерь бурового раствора в соответствии с Вариантом осуществления V.

30 кг осажденного диоксида кремния добавляют в 70 кг жидкой добавки для контроля потерь бурового раствора Liquid Gel Troll L-HT от компании Gumpro Drilling Fluid при температуре 120-125°C, постоянно помешивая для образования смеси, после чего эту смесь перемешивают, охлаждают и измельчают в соответствии с процессом, описанным в частном случае 3, для получения добавки в форме свободнотекучего порошка.

Используется та же жидкая добавка для контроля потерь бурового раствора и инертные наполнители, что указаны в частном случае 8. Полученная порошковая добавка для контроля потерь бурового раствора содержит 50-70% основного эмульгатора Liquid Gel Troll L-HT и 50-30% смеси инертных наполнителей.

Спецификация порошковой добавки для контроля потерь бурового раствора:

Частный случай 15 - В данном частном случае описывается приготовление порошкового реологического модификатора в соответствии с Вариантом осуществления V.

30 кг осажденного диоксида кремния добавляют, постоянно помешивая, в 70 кг жидкого реологического модификатора при температуре 120-125°С, для образования смеси, которую перемешивают, охлаждают и измельчают в соответствии с процессом, описанным в частном случае 3 для получения свободнотекучего порошка.

Используется тот же жидкий реологический модификатор и инертные наполнители, что указаны в частном случае 9. Полученный порошковый реологический модификатор содержит 50-70% Liquid Gel Mod и 50-30% смеси инертных наполнителей.

Спецификация порошкового реологического модификатора:

Частный случай 16 - В этом данном случае описывается приготовление универсального порошкового эмульгатора в соответствии с Вариантом осуществления V.

30 кг осажденного диоксида кремния добавляют, постоянно помешивая, в 70 кг универсального порошкового эмульгатора при температуре 120-125°С для образования смеси, которую перемешивают, охлаждают и измельчают в соответствии с процессом, описанным в частном случае 3 для получения универсального порошкового эмульгатора в форме свободнотекучего порошка.

Используется тот же жидкий универсальный эмульгатор и инертные наполнители, что указаны в частном случае 7. Полученный порошковый универсальный эмульгатор содержит 50-70% универсального эмульгатора и 50-30% смеси инертных наполнителей.

Спецификация универсального порошкового эмульгатора:

Частный случай 17 - В данном частном случае описывается приготовление порошкового увлажнителя в соответствии с Вариантом осуществления V настоящего изобретения.

30 кг осажденного диоксида кремния добавляют в 70 кг жидкого увлажнителя при температуре 120-125°С, постоянно помешивая для образования смеси, которую перемешивают, охлаждают и измельчают в соответствии с процессом, описанным в частном случае 3 для получения свободнотекучего порошка.

Используется тот же жидкий увлажнитель и инертные наполнители, что указаны в частном случае 13. Полученный порошковый увлажнитель содержит 50-70% жидкого увлажнителя и 50-30% смеси инертных наполнителей.

Спецификация порошкового увлажнителя:

В таблицах с результатами демонстрируются улучшенные рабочие характеристики буровых растворов, полученных при помощи порошковых добавок в соответствии с настоящим изобретением.

Частный случай 18 - В данном частном случае описывается приготовление бурового раствора на нефтяной основе при помощи порошковых основного и вторичного эмульгатора из частных случаев 3 и 4 и порошковой добавки для контроля потерь бурового раствора и реологического модификатор из частных случаев 14 и 16, соответственно.

Приготовили буровой раствор на нефтяной основе, содержащий следующие компоненты:

Полученный буровой раствор выдержали в течение 16 часов во вращательный печи при температуре 300°F. Бентон 38 приобретен в компании Elementis Chemical Company, США. Получившийся буровой раствор имеет плотность 10 ppg, и его свойства указаны в Таблице 6.

В таблицах с результатами демонстрируются улучшенные рабочие характеристики буровых растворов, полученных при помощи порошковых добавок в соответствии с настоящим изобретением.

Изобретение относится к добавкам для порошковых инвертных эмульсионных растворов для бурения нефтяных и газовых скважин. Способ приготовления твердой добавки для инвертных эмульсионных буровых растворов, где нагревают жидкую добавку для бурового раствора до температуры около 50-175°С, объединяют указанную жидкую добавку с инертным наполнителем для образования смеси, процентное соотношение жидкой добавки в которой составляет 50-70 мас. %, а инертного наполнителя или смеси инертных наполнителей - 30-50 мас. %, инертный наполнитель выбирают из группы, содержащей осажденный диоксид кремния с размером частиц 10-180 мкм, диатомит с размером частиц 10-200 мкм или вспученный перлит с размером частиц 10-5000 мкм или их комбинации, перемешивают и охлаждают указанную смесь, измельчают указанную смесь для получения свободнотекучей порошковой добавки для инвертных эмульсионных растворов. Твердая добавка для инвертных эмульсионных буровых растворов, характеризующаяся тем, что приготовлена указанным выше способом. Инвертный эмульсионный буровой раствор типа "вода в нефти", который приготовлен путем эмульгирования смеси, содержащей диспергирующую нефтяную фазу, диспергированную водную фазу и по меньшей мере одну твердую добавку для инвертных буровых растворов, выбранную из группы, содержащей инвертный эмульгатор, увлажнитель, реологический модификатор и добавку для контроля потерь бурового раствора, причем указанная добавка представляет собой указанную выше свободнотекучую порошковую добавку для инвертных эмульсионных растворов, полученную в соответствии с указанным выше. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности обработки при низких температурах, повышение электрической стабильности бурового раствора. 3 н. и 13 з.п. ф-лы, 25 табл., 18 пр.

1. Способ приготовления твердой добавки для инвертных эмульсионных буровых растворов, характеризующийся тем, что:

нагревают жидкую добавку для бурового раствора до температуры около 50-175°С;

объединяют указанную жидкую добавку для бурового раствора с инертным наполнителем для образования смеси, процентное соотношение жидкой добавки для бурового раствора в которой составляет 50-70 мас. %, а инертного наполнителя или смеси инертных наполнителей - 30-50 мас. %, где инертный наполнитель выбирают из группы, содержащей осажденный диоксид кремния с размером частиц 10-180 мкм, диатомит с размером частиц 10-200 мкм или вспученный перлит с размером частиц 10-5000 мкм или их комбинации,

перемешивают и охлаждают указанную смесь;

измельчают указанную смесь для получения свободнотекучей порошковой добавки для инвертных эмульсионных растворов,

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что объединение осуществляют путем распыления нагретой жидкой добавки для бурового раствора на инертный наполнитель.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что объединение осуществляют путем смешивания инертного наполнителя с нагретой жидкой добавкой для бурового раствора.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что объединение осуществляют путем распыления нагретой жидкой добавки для бурового раствора на указанный инертный наполнитель со скоростью 2-8 л/мин под давлением 8-15 кг/см².

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанную жидкую добавку для бурового раствора нагревают до температуры около 100-175°С.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанную смесь измельчают до размера частиц около 500 мкм.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанная жидкая добавка для бурового раствора представляет собой:

а) инвертный эмульгатор, содержащий конденсат жирного амина, нагруженного карбоновой кислотой, приготовленный путем реакции конденсата амина жирной кислоты, приготовленного из жирной кислоты и диэтилентриамина, с активированной дикарбоновой кислотой или кислотным ангидридом; или измененную жирную кислоту растительного масла, содержащую окисленную или димеризованную жирную кислоту; или их комбинации; или

б) реологический модификатор, содержащий жирную кислоту растительного масла и/или димерную/тримерную кислоту или их комбинации; или

в) добавку для контроля потерь бурового раствора, содержащую полимер камеди или полиамидную смолу, приготовленную из димерной жирной кислоты, полиамина и алканол амина или полиэфиров жирной кислоты или их комбинаций; или

г) увлажнитель, содержащий смесь измененных обработанных жирных кислот растительного масла.

8. Твердая добавка для инвертных эмульсионных буровых растворов, характеризующаяся тем, что приготовлена способом по п. 1.

9. Твердая добавка по п. 8, отличающаяся тем, что нагретая жидкая добавка для буровых растворов объединена с инертным наполнителем путем распыления на инертный наполнитель для получения указанной смеси.

10. Твердая добавка по п. 8, отличающаяся тем, что инертный наполнитель объединен с нагретой жидкой добавкой для буровых растворов путем смешивания для получения указанной смеси.

11. Твердая добавка по п. 8, отличающаяся тем, что нагретая жидкая добавка для бурового раствора объединена с инертным наполнителем путем распыления на инертный наполнитель со скоростью 2-8 л/мин под давлением 8-15 кг/см².

12. Твердая добавка по п. 8, отличающаяся тем, что указанная жидкая добавка для бурового раствора нагрета до температуры около 100-175°С.

13. Твердая добавка по п. 8, отличающаяся тем, что указанная смесь измельчена до размера частиц около 500 мкм.

14. Твердая добавка по п. 8, отличающаяся тем, что указанная жидкая добавка для бурового раствора представляет собой:

а) инвертный эмульгатор, содержащий конденсат жирного амина, нагруженного карбоновой кислотой, приготовленный путем реакции конденсата амина жирной кислоты, приготовленного из жирной кислоты и диэтилентриамина, с активированной дикарбоновой кислотой или кислотным ангидридом; или измененную жирную кислоту растительного масла, содержащую окисленную или димеризованную жирную кислоту; или их комбинации; или

б) реологический модификатор, содержащий жирную кислоту растительного масла и/или димерную/тримерную кислоту или их комбинации; или

в) добавку для контроля потерь бурового раствора, содержащую полимер камеди или полиамидную смолу, приготовленную из димерной жирной кислоты, полиамина и алканол амина или полиэфиров жирной кислоты или их комбинаций; или

г) увлажнитель, содержащий смесь измененных обработанных жирных кислот растительного масла.

15. Инвертный эмульсионный буровой раствор типа "вода в нефти", отличающийся тем, что приготовлен путем эмульгирования смеси, содержащей диспергирующую нефтяную фазу, диспергированную водную фазу и по меньшей мере одну твердую добавку для инвертных буровых растворов, выбранную из группы, содержащей инвертный эмульгатор, увлажнитель, реологический модификатор и добавку для контроля потерь бурового раствора, причем указанная добавка представляет собой свободнотекучую порошковую добавку для инвертных эмульсионных растворов, полученную в соответствии со способом по п.1, для применения во время бурения нефтяных или газовых скважин.

16. Буровой раствор по п. 15, отличающийся тем, что указанная нефтяная фаза выбирается из группы, содержащей дизельное масло, минеральное масло, синтетическую основу бурового раствора, эфирную основу бурового раствора или их комбинации, причем указанная водная фаза выбирается из группы, содержащей воду, морскую воду, водные соляные растворы или водорастворимые органические соединения или их комбинации.