ФЛЮИДЫ И СПОСОБЫ СНИЖЕНИЯ ОСЕДАНИЯ И УВЕЛИЧЕНИЯ СТАБИЛЬНОСТИ ЭМУЛЬСИИ Российский патент 2022 года по МПК C09K8/18 

ПЕРЕКРЕСТНЫЕ ССЫЛКИ НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

Настоящая заявка испрашивает приоритет предварительной заявки на патент США № 62/463698, поданной 26 февраля 2017 г., содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Во время бурения ствола скважины обычно в скважине используют различные флюиды, предназначенные для осуществления различных функций. Флюиды могут циркулировать через бурильную трубу и буровое долото в ствол скважины, а затем могут протекать далее вверх через ствол скважины на поверхность. Во время данной циркуляции промывочная жидкость может использоваться для осуществления следующих функций: удаление бурового шлама из забоя скважины на поверхность, поддержание шлама и утяжеляющего материала во взвешенном состоянии в случае прерывания циркуляции, контроль давления в скважине, поддержание целостности ствола скважины до тех пор, пока не будет обсажен или зацементирован сегмент скважины, изолирование флюидов от подземного пласта путем обеспечения достаточного гидростатического давления, чтобы предотвратить проникновение пластовых флюидов в ствол скважины, охлаждение и смазка бурильной колонны и долота и/или максимальное увеличение скорости проходки при бурении.

В большинстве операций роторного бурения промывочная жидкость имеет вид «бурового раствора», т.е. жидкости, содержащей взвешенные в ней твердые частицы. Твердые частицы предназначены для придания требуемых реологических свойств промывочной жидкости, а также увеличения ее плотности, чтобы обеспечить соответствующее гидростатическое давление на забое скважины. Буровой раствор может представлять собой либо буровой раствор на водной основе, либо буровой раствор на нефтяной основе. Таким образом, способность поддерживать буровой шлам во взвешенном состоянии для снижения износа бурового долота зависит от реологических свойств бурового раствора, связанных с вязкостью промывочной жидкости.

Буровые растворы могут содержать полимеры, биополимеры, глины и органические коллоиды, добавленные к буровому раствору на водной основе для получения требуемых вязкостных и фильтрационных свойств. Для увеличения плотности могут добавляться минералы тяжелой фракции, такие как барит или карбонат кальция. В результате бурения твердые частицы из пласта попадают в буровой раствор и часто диспергируются в буровом растворе. Кроме того, буровые растворы могут содержать одну или более природных и/или синтетических полимерных добавок, которые улучшают реологические свойства (например, пластическую вязкость, значение предела текучести, предельное статическое напряжение сдвига) бурового раствора и полимерных разбавителей и флоккулянтов.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРТЕНИЯ

В разделе «Сущность изобретения» предоставлен выбор концепций, которые подробнее описываются далее в подробном описании изобретения. Раздел «Сущность изобретения» не предназначен для указания ключевых или существенных признаков заявляемого объекта изобретения, а также его не следует рассматривать, как ограничивающий объем заявляемого объекта изобретения.

В одном аспекте варианты осуществления изобретения, описанные в настоящем документе, относятся к способу бурения ствола скважины, который включает нагнетание маслянистого скважинного флюида в ствол скважины, причем маслянистый скважинный флюид содержит: маслянистую дисперсионную среду; немаслянистую дисперсную фазу; эмульгатор, стабилизирующий немаслянистую дисперсную фазу в маслянистой дисперсионной среде; органофильную глину; утяжелитель; и смачивающий агент, имеющий ГЛБ в диапазоне от 4 до 10,5, который выбирают так, что маслянистый скважинный флюид имеет показание по шкале при 600 об/мин при 4°С (40°F) менее приблизительно 300 и 10 минутное предельное статическое напряжение сдвига менее приблизительно 19,15 Па (40 фунт-сил/100 футов²).

В другом аспекте варианты осуществления изобретения, описанные в настоящем документе, относятся к маслянистому скважинному флюиду, который содержит: маслянистую дисперсионную среду; немаслянистую дисперсную фазу; эмульгатор, стабилизирующий немаслянистую дисперсную фазу в маслянистой дисперсионной среде; органофильную глину; по меньшей мере один смачивающий агент, выбранный из: этоксилатов спирта, этоксилатов амина или сополимеров этиленоксида/пропиленоксида; и утяжелитель; причем скважинный флюид имеет показание по шкале при 600 об/мин при 4°С (40°F) менее приблизительно 300.

В еще одном аспекте варианты осуществления изобретения, описанные в настоящем документе, относятся к маслянистому скважинному флюиду, который содержит: маслянистую дисперсионную среду, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгатор для стабилизации немаслянистой дисперсной фазы в маслянистой дисперсионной среде, органофильную глину, этоксилат спирта, описанный Формулой I:

Формула I

где R является одним из следующего: олеильная группа, стеарильная группа, тридецильная группа или лаурильная группа, а n является числом в диапазоне от 2 до 5; причем скважинный флюид имеет показание по шкале при 600 об/мин при 4°С (40°F) менее приблизительно 300.

Другие аспекты и преимущества заявленного объекта изобретения будут очевидны из последующего описания и прилагаемой формулы изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Варианты осуществления изобретения, описанные в настоящем документе, в целом относятся к скважинным флюидам, которые характеризуются пониженным оседанием и увеличенной стабильностью эмульсии. Более конкретно, варианты осуществления изобретения, описанные в настоящем документе, относятся к скважинным флюидам, которые содержат органофильные глины и имеют пониженное оседание при низкой температуре (~4°С (40°F)). Оседание определяется как осаждение частиц в кольцевом пространстве скважины. Оседание может происходить, когда скважинный флюид является неподвижным или циркулирует. Из-за сочетания вторичного потока и гравитационных сил утяжеляющие материалы могут осаждаться (т. е. оседать) в текущем буровом растворе в скважине с большим углом наклона. Если оседание затягивается, в верхней части ствола скважины будет уменьшаться плотность бурового раствора, что снижает гидростатическое давление в скважине так, что приток (выброс) пластового флюида может попасть в скважину, что может повредить скважину или привести к потере скважины. В некоторых случаях операторы пытаются увеличить вязкость флюида, чтобы уменьшить оседание. Однако данный подход может быть сложным для реализации, потому что повышение давления, необходимое для нагнетания более вязкого флюида, может привести к большему риску потери циркуляции, когда давление нагнетания превышает давление, которое может выдерживать пласт. Данная повышенная вязкость в частности является критичной при низких температурах в тех случаях, когда флюид может в природных условиях становиться более вязким.

В некоторых вариантах осуществления скважинные флюиды, описанные в настоящем документе, могут быть скважинным флюидом на углеводородной основе, таким как обратная эмульсия, содержащая водную дисперсную фазу и дисперсионную среду на углеводородной основе. Термин «обратная эмульсия», используемый в настоящем документе, относится к эмульсии, в которой немаслянистый флюид представляет собой дисперсную фазу, а маслянистый флюид представляет собой дисперсионную среду.

Термин «маслянистая жидкость», используемый в настоящем документе, означает масло, которое представляет собой жидкость при 25°C и является несмешиваемой с водой. Маслянистые жидкости могут включать вещества, такие как углеводороды, используемые при приготовлении промывочных жидкостей, такие как дизельное масло, минеральное масло, синтетическое масло (включая альфа олефины с открытой цепью и олефины с внутренней двойной связью, полидиорганосилоксаны, силоксаны или органосилоксаны), сложноэфирные синтетические масла, глицериды жирных кислот, сложные эфиры алифатического ряда, простые эфиры алифатического ряда, ацетали алифатического ряда или прочие подобные углеводороды и комбинации этих флюидов. Концентрация маслянистого флюида должна быть достаточной для образования обратной эмульсии. Концентрация маслянистого флюида может быть менее приблизительно 99% от объема обратной эмульсии. В одном варианте осуществления количество маслянистого флюида составляет от приблизительно 30% до приблизительно 95% от объема, а более конкретно от приблизительно 40% до приблизительно 90% от объема флюида с обратной эмульсией.

Термин «немаслянистая жидкость», используемый в настоящем документе, означает любое вещество, которое представляет собой жидкость при 25°C и которое не является маслянистой жидкостью, как описано выше. Немаслянистые жидкости не смешиваются с маслянистыми жидкостями, но могут образовывать с ними эмульсии. Немаслянистые жидкости могут включать вещества на водной основе такие как: пресная вода, морская вода, рассол, содержащий растворенные неорганические или органические соли, водные растворы, содержащие водорастворимые органические соединения и их смеси. Количество немаслянистого флюида обычно меньше теоретически максимального предела для образования обратной эмульсии. Таким образом, количество немаслянистого флюида меньше приблизительно 70% от объема. Предпочтительно, количество немаслянистого флюида находится в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 70% от объема, а более предпочтительно, от приблизительно 5% до приблизительно 60% от объема флюида с обратной эмульсией.

Подходящие флюиды на углеводородной основе или маслянистые флюиды для использования в скважинных флюидах согласно настоящему изобретению могут представлять собой натуральное или синтетическое масло. В одном или более вариантах осуществления изобретения маслянистый флюид может быть выбран из группы, содержащей: дизельное масло; минеральное масло; синтетическое масло, такое как гидрогенизированные и негидрогенизированные олефины, включая полиальфаолефины, линейные и разветвленные олефины и т.п., полидиорганосилоксаны, силоксаны или органосилоксаны, сложные эфиры жирных кислот, особенно алкиловые эфиры жирных кислот с прямой, разветвленной цепью или циклические, их смеси и аналогичные соединения, известные специалистам в данной области техники; и их смеси.

Немаслянистые флюиды могут, в некоторых вариантах осуществления, включать по меньшей мере одно из следующего: пресная вода, морская вода, рассол, смеси воды и водорастворимых органических соединений и их смеси. В некоторых вариантах осуществления немаслянистый флюид может представлять собой рассол, который может включать: морскую воду, водные растворы, у которых концентрация соли ниже, чем у морской воды, или водные растворы, у которых концентрация соли выше, чем у морской воды. Соли, которые могут находиться в морской воде включают, помимо прочего: натриевые, кальциевые, алюминиевые, магниевые, калиевые, стронциевые и литиевые соли хлоридов, бромидов, карбонатов, иодидов, хлоратов, броматов, формиатов, нитратов, оксидов, сульфатов, силикатов, фосфатов и фторидов. Соли, которые могут быть добавлены в состав рассола включают: одну или более солей, присутствующих в природной морской воде, или другие органические или неорганические растворенные соли. Кроме того, рассолы, которые могут использоваться в промывочных жидкостях, описанных в настоящем документе, могут быть природными или синтетическими, причем синтетические рассолы имеют тенденцию быть намного проще по химическому составу. В одном варианте осуществления плотностью промывочной жидкости можно управлять путем увеличения концентрации соли в рассоле (вплоть до насыщения). В конкретном варианте осуществления изобретения рассол может содержать галогенидные или карбоксилатные соли одно- или двухвалентных катионов металлов, таких как цезий, калий, кальций, цинк и/или натрий.

В одном или более вариантах осуществления изобретения скважинный флюид на нефтяной основе согласно настоящему изобретению может также содержать эмульгатор, органофильные глины, смачивающий агент и утяжелитель. Эти варианты осуществления будут описаны ниже более подробно. Перед подробным описанием конкретных компонентов следует понимать, что скважинный флюид на нефтяной основе, описанный в настоящем документе и включающий вышеупомянутые компоненты, может быть составлен так, что он имеет определенные реологические свойства, которые вызывают снижение оседания, а, в частности, снижение оседания при низких температурах. Например, скважинный флюид согласно настоящему изобретению может иметь реологические свойства, включающие показание по шкале при 600 об/мин при 4°С (40°F) менее приблизительно 300 или менее приблизительно 275, или менее приблизительно 250. Таким образом, при низких температурах (таких как температура, при которой нагнетают флюид и подвергают воздействию сдвига, имеющего высокое значение), вязкость не является слишком высокой. В большинстве случаев, флюид, имеющий слишком высокое значение верхнего предела реологических свойств, может быть модифицирован так, чтобы он имел приемлемые значения при высоком значении сдвига, но такие модификации, вероятно, сделали бы флюид непригодным при низком значении сдвига (со слишком низкой вязкостью), в частности, при более высоких температурах, когда флюид естественным образом будет менее вязким. Однако, преимущественно, авторы настоящего изобретения обнаружили, что скважинный флюид согласно настоящему изобретению может также иметь реологические свойства, включающие показание по шкале при 6 об/мин при 65°С (150°F) в пределах между приблизительно 6 и 15. Таким образом, флюид согласно настоящему изобретению может иметь одновременно приемлемые верхний предел реологических свойств при низких температурах и нижний предел реологических свойств при высоких температурах, соответствующие обоим концам спектра, чтобы предотвратить оседание.

Предельное статическое напряжение сдвига (т.е. мера характеристик суспендирования или тиксотропных свойств флюида) было оценено как предельное статическое напряжение сдвига в течение 10 минут в фунтах на 100 квадратных футов в соответствии с методикой API Bulletin RP 1313-2, 1990. В одном или более вариантах осуществления изобретения скважинный флюид согласно настоящему изобретению может иметь реологические свойства, включающие значение предельного статического напряжения сдвига в течение 10 минут при 4°С (40°F) менее 19,15 Па (40 фунтов/100 футов²) или менее 16,8 Па (35 фунтов/100 футов²). Таким образом, как описано выше, флюиды согласно настоящему изобретению могут иметь предпочтительные реологические свойства при низкой температуре 4°С (40°F) с сохранением реологических свойств при высоких температурах.

Фактически, один или более вариантов осуществления настоящего изобретения может относиться к скважинному флюиду, имеющему плоский реологический профиль. Используемый в данном документе термин «плоский реологический профиль» означает, что однородные реологические свойства сохраняются во всех диапазонах температур от 4 до 65°С (от 40 до 150°F). Представляющие интерес реологические свойства для плоского реологического профиля включают: 6 об/мин, 10-минутный гель (10′), динамическое напряжение сдвига (YP) и соотношение 10-минутного геля к 10-секундному гелю (соотношение 10′:10″ гель). Применительно к 6 об/мин, 10′ гелю и YP, система рассматривается как имеющая плоский реологический профиль, когда эти величины находятся в пределах +/-20% средних значений во всех диапазонах температур от 4 до 65°С (от 40 до 150°F). Более низкое процентное отклонение обеспечит более плоский реологический профиль, таким образом в некоторых вариантах осуществления могут присутствовать значения в пределах +/-15%, а в еще более конкретных вариантах осуществления +/-10%. Применительно к соотношению 10′:10″ гель, система рассматривается как имеющая плоский реологический профиль, когда соотношение составляет 1,5:1 или менее.

Чтобы снизить оседание утяжелителя в маслянистом флюиде без создания реологического профиля, что является проблематичным при более низких температурах, когда вязкость флюида будет увеличена естественным образом (особенно, по мере того как основа бурового раствора взаимодействует с частицами утяжелителя, присутствующими во флюиде), авторы настоящего изобретения определили, что добавление определенных смачивающих агентов к флюиду может привести к получению утяжеленного флюида, который препятствует оседанию без чрезмерной вязкости, особенно при более низких температурах. Например, в одном или более вариантах осуществления изобретения смачивающий агент имеет значение гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ) от приблизительно 4 до 10,5 или от приблизительно 5 до 9, или от приблизительно 6 до 8. Значения ГЛБ являются эмпирическими формулами для взаимосвязи количества гидрофильных и гидрофобных групп в смачивающем агенте. В целом, при более высоком значении ГЛБ будет получен более водорастворимый смачивающий агент. Кроме того, и как будет продемонстрировано в приведенных ниже примерах, после длительного воздействия повышенных температур флюид согласно настоящему изобретению, содержащий смачивающий агент со значением ГЛБ выше приблизительно 10,5, может стать деградированным и дестабилизированным, предположительно, из-за разложения смачивающего агента. В одном или более вариантах осуществления смачивающий агент может присутствовать в скважинном флюиде в количестве от приблизительно 5,7 до 17,12 кг/м³ (от приблизительно 2 до 6 фунтов на баррель (ppb)) или от 6,42 до 14,27 кг/м³ (от 2,25 до 5 ppb). Авторы изобретения предполагают, что смачивающий агент может предпочтительно смачивать частицы утяжелителя, присутствующие во флюиде, чтобы снизить оседание частиц во флюиде.

Таким образом, в одном или более вариантах осуществления изобретения флюид может иметь минимальное оседание после 7 дневного статического периода при повышенных температурах, таких как по меньшей мере 93°С (200°F), 107°С (225°F), 121°С (250°F), 149°С (300°F) или 163°С (325°F). Таким образом, при минимальном оседании флюид может иметь изменение менее 149,8 кг/м³ или 119,8 кг/м³ (1,25 или 1,0 ppg) в течение статического периода. Другим способом выразить это возможно через «коэффициент оседания», который вычисляют для флюида, подвергаемого термическому старению в статической ячейке в течение периода времени по меньшей мере 16 часов, путем деления плотности на дне на сумму значений плотности сверху и на дне. Коэффициент оседания равный 0,5 указывает на отсутствие осадка утяжелителей. В одном или более вариантах осуществления настоящего изобретения может быть достигнут коэффициент оседания менее 0,54 или менее 0,53, 0,52, 0,51.

В одном или более вариантах осуществления смачивающий агент может представлять собой по меньшей мере один, выбранный из следующего: этоксилаты спирта, этоксилаты амина или сополимеры этиленоксида/пропиленоксида. Этоксилат спирта согласно настоящему изобретению может быть обычно описан с помощью приведенной ниже формулы I.

Формула I

при этом пропоксилат спирта заменит пропиленоксид на этиленоксид, используемый в этоксилате спирта. Также предполагается, что можно использовать комбинацию этоксилирования и пропоксилирования. В формуле I R может быть C10-28 алкильной группой (линейной или разветвленной, насыщенной или ненасыщенной), а n может быть в диапазоне от 2 до 6 (или от 3 до 5 в некоторых вариантах осуществления). Кроме того, предполагается, что R и n не ограничиваются такими диапазонами, но могут быть выбраны так, что полученное в результате ГЛБ находится в диапазонах, описанных в настоящем документе. В конкретных вариантах осуществления R может быть олеильной группой, стеарильной группой, тридецильной группой или лаурильной группой. Например, в одном или более вариантах осуществления смачивающий агент может представлять собой по меньшей мере один этоксилат спирта, выбранный из группы, содержащей: олеиловый спирт-2-этоксилат, олеиловый спирт-3-этоксилат, олеиловый спирт-5-этоксилат, стеариловый спирт-2-этоксилат, стеариловый спирт-3-этоксилат, лауриловый спирт-4-этоксилат и тридециловый спирт-3-этоксилат.

В одном или более вариантах осуществления изобретения этоксилат спирта согласно настоящему изобретению может быть описан с помощью приведенной ниже формулы II. Формула II представляет собой вторичный этоксилат спирта.

Формула II

В одном или более вариантах осуществления n+n1 =12 и n2= 2-4. В одном или более вариантах осуществления вторичный этоксилат спирта из формулы III имеет значение n2, равное 2.

В одном или более вариантах осуществления смачивающий агент может представлять собой по меньшей мере один этоксилат амина или пропоксилат амина. Этоксилаты аминов могут иметь общую формулу:

где R может быть C10-C26 алкильной группой (линейной или разветвленной, насыщенной или ненасыщенной), а x+y находится в диапазоне от 2 до 15, или в некоторых вариантах осуществления от 2 до 10. Специалист в данной области техники поймет, что в приведенной выше формуле пропоксилат амина замещает пропоксилатные группы для показанных этоксилатных групп. В одном или более вариантах осуществления этоксилат амина может быть выбран из следующего: PEG-2 олеиламин, PEG-2 кокоамин, PPG 2 кокоамин, PEG 15 кокоамин, PEG 5 талловой диамин, PEG-2 талловый амин и PEG-5 талловый амин.

В одном или более вариантах осуществления смачивающий агент может представлять собой по меньшей мере один сополимер этиленоксида/пропиленоксида, который выбирают из следующего: поли(этиленгликоль)-блок-поли(пропиленгликоль)-блок-поли(этиленгликоль) или сополимер этилендиамин этиленоксида/пропиленоксида. Поли(этиленгликоль)-блок-поли(пропиленгликоль)-блок-поли(этиленгликоль) может иметь Mn в пределах от приблизительно 1000 до приблизительно 5000. Сополимер этилендиамин этиленоксида/пропиленоксида может представлять собой, например, этилендиамин тетракис(пропоксилат-блок-этоксилат) тетрол или этилендиамин тетракис(этоксилат-блок-пропоксилат) тетрол. Такие сополимеры этилендиамин этиленоксида/пропиленоксида могут иметь Mn в диапазоне, например, от 3000 до 10000.

Другие смачивающие агенты могут включать: алкилсульфонаты, простые эфиры амина (включая первичные простые эфиры амина, такие как ROCH₂CH₂CH₂NH₂ и простые диамины, такие как ROCH₂CH₂CH₂NHCH₂CH₂CH₂NH₂, где R может быть выбрано из C6-C18 и может быть линейным или разветвленным, насыщенным или ненасыщенным), этоксилаты амида, полиэфирный конденсационный полимер (получаемый, например, из реакции конденсации гидрокси-жирной кислоты), полиаминовый конденсационный полимер, жирная поликарбоновая кислота, полиэфирсилоксаны или соли алюминия жирных кислот.

Одним из компонентов скважинного флюида согласно настоящему изобретению является эмульгатор, который стабилизирует внутреннюю водную (немаслянистую) фазу во внешнем маслянистом флюиде, чтобы образовать обратную эмульсию. Такие эмульгаторы могут включать: парафины, жирные кислоты, компоненты на основе амина, амидоамины, полиолефиновые амиды, мыла жирных кислот, полиамиды, полиамины, полиолефиновые амиды, полиолефиеновые амидалкинамины, алкоксилированные эфирные кислоты (такие как алкоксилированный жирный спирт, оканчивающийся карбоновой кислотой), сложные эфиры олеата, такие как сорбитан монолеат, сорбитан диолатеат, производные имидазолина или производные спирта, а также комбинации или производные вышеуказанного или т. п. Для этого применения могут использоваться смеси этих материалов, а также другие эмульгаторы. Примерами данных эмульгаторов, таких как эмульгатор с высокой внутренней фазой, может быть SUREMUL PLUS™, предлагаемый MI-SWACO (Хьюстон, Техас). В конкретных вариантах осуществления обратная эмульсия согласно настоящему изобретению может быть стабилизирована с помощью эмульгатора, образованного из жирной кислоты (одной или более C10-C24 жирной кислоты, например, которая может содержать линейные и/или разветвленные, насыщенные и/или ненасыщенные жирные кислоты), прореагировавшей с одним или более этиленаминами (например, этилендиамином, диэтилентриамином, триэтилентетрамином, тетраэтиленпентамином) для получения одного или более амидов, полиамидов и/или амидоаминов, в зависимости, например, от молярного соотношения полиамина к жирной кислоте. В одном или более вариантах осуществления эмульгатор может представлять собой димер поликарбоновой C12-C22 жирной кислоты, тример поликарбоновой C12-C22 жирной кислоты, тетрамер поликарбоновой C12-C22 жирной кислоты, смеси этих кислот, или полиамид, причем полиамид является продуктом реакции конденсации жирной кислоты C12-C22 и полиамина, выбранного из группы, состоящей из диэтилентриамина, триэтилентетрамина и тетраэтиленпентамина.

Хотя во многих флюидах с плоским реологическим профилем избегают использования органофильных глин, в одном или более вариантов осуществления настоящего изобретения требуемый плоский реологический профиль обеспечивают при включении в обратноэмульсионный флюид по меньшей мере одной органофильной глины. Органофильная глина означает глину, обработанную любым способом для получения органофильного покрытия или поверхностной обработки. В конкретных вариантах осуществления органофильная глина может представлять собой органофильный сепиолит.

В одном или более вариантах осуществления в дополнение к органофильным глинам в качестве загустителей могут также использоваться необработанные глины, включающие необработанную аттапульгитовую глину и необработанную сепиолитную глину. В дополнение к органофильным глинам могут также использоваться другие загустители и гелеобразующие агенты, такие как растворимые в масле полимеры, стирол-бутадиен блок-полимеры, полиамидные смолы, поликарбоновые кислоты и мыла. Общее количество загустителя, используемое в композициях, может изменяться в зависимости от скважинных условий, как это будет понятно специалистам в данной области техники. При этом, обычно для большинства применений может быть достаточно общего количества от приблизительно 0,1 до 8% по массе.

Утяжелители или материалы с высокой плотностью, подходящие для использования в составах скважинных флюидов согласно настоящему изобретению включают, помимо прочего, гематит, магнетит, оксиды железа, ильменит, барит, сидерит, целестин, доломит, кальцит, оксиды марганца, галиты и т. п. В одном или более вариантах осуществления изобретения утяжелители могут быть покрыты диспергатором.

Количество добавленного утяжелителя с покрытием или без покрытия, если имеется, может зависеть от требуемой плотности конечного состава. Утяжелители могут быть добавлены, чтобы получить конченую плотность флюида до приблизительно 2636 кг/м³ (22 фунтов на галлон (ppg)). В других вариантах осуществления утяжелитель может быть добавлен для достижения конечной плотности флюида до 2397 кг/м³ (20 ppg) или до 2337 кг/м³ (19,5 ppg). В одном или более вариантах осуществления утяжелители могут быть добавлены для достижения конечной плотности флюида по меньшей мере приблизительно 1198 кг/м³ (10 ppg).

В одном или более вариантах осуществления скважинные флюиды согласно настоящему изобретению могут также включать по меньшей мере одну частицу, выбранную из: карбоната кальция или галлуазита. Галлуазит является алюмосиликатной глиной, которая имеет трубчатую морфологию. В одном или более вариантах осуществления карбонат кальция или галлуазит могут быть включены в состав скважинного флюида согласно настоящему изобретению в количестве от приблизительно 14,3 до приблизительно 85,6 кг/м³ (от приблизительно 5 до приблизительно 30 ppb) или количестве от 22,8 до 71,3 кг/м³ (от 8 до 25 ppb).

Необязательно, модификатор реологических свойств может быть включен в состав флюида согласно настоящему изобретению, чтобы уменьшить увеличение вязкости, т. е. сделать более плоскими реологические характеристики промывочной жидкости в диапазоне температур от приблизительно 4°С до приблизительно 65°С (от приблизительно 40°F до приблизительно 150°F). Модификатор реологических свойств может представлять собой полиамиды, полиамины, амидоамины, полиэфирамины или их смеси. Полиамиды могут быть получены, например, в результате реакции полиамина с продуктом реакции аминоалкоголя и жирной кислоты. Как правило, реакция аминоалкоголь-жирная кислота основана на одном эквиваленте жирной кислоты на каждый эквивалент присутствующего аминоалкоголя. Этот продукт реакции затем вступает в реакцию с полиамином в эквивалентном соотношении 1:1, а затем реакцию останавливают с помощью пропиленкарбоната для удаления любых свободных непрореагировавших аминов. Применительно к модификатору реологических свойств, аминоалкоголи согласно настоящему изобретению могут быть выбраны из группы, состоящей из следующего: моноэтаноламин, диэтаноламин, триэтаноламин и их смеси. Жирные кислоты могут включать талловое масло или другие подобные ненасыщенные карбоновые кислоты с длинной цепью, имеющие от приблизительно 12 до приблизительно 22 атомов углерода. Жирные кислоты могут представлять собой димерные или тримерные жирные кислоты и их комбинации. Как отмечалось выше, после того, как аминоалкоголь прореагировал с жирной кислотой, продукт реакции затем дополнительно прореагировал с полиамином. Применительно к модификатору реологических свойств, полиамины могут быть выбраны из группы, состоящей из следующего: диэтилентриамин, триэтилентетрамин, тетраэтиленпентамин и их комбинации. Доступные в продаже модификаторы реологических свойств, которые обеспечивают плоскую реологическую характеристику скважинных флюидов, включают: EMI-1005, предлагаемый M-I SWACO (Хьюстон, Техас), а также TECHWAX™ LS-10509 и LS-20509, предлагаемые International Specialty Products (Уэйн, Нью-Джерси).

Распространенной практикой является включение в состав многих обратных эмульсий щелочного резерва так, чтобы общий состав флюида являлся основным (т. е. pH выше 7). Обычно он присутствует в виде извести, или, в качестве альтернативного варианта, смеси щелочных и щелочноземельных оксидов и гидроксидов. Специалист в данной области техники должен понимать и учитывать, что содержание извести в скважинном флюиде будет варьировать в зависимости от выполняемых операций и подлежащих бурению пластов. Кроме того, следует понимать, что содержание извести, также известное как щелочность или щелочной резерв, является свойством, которое обычно измеряется в соответствии с применимыми стандартами API, в которых используются методы, которые должны быть хорошо известны специалисту в области приготовления флюидов.

Понизители водоотдачи обычно действуют, покрывая стенки скважины во время бурения скважины. Подходящие понизители водоотдачи, которые могут найти применение в настоящем изобретении, включают: модифицированные лигниты, асфальтовые соединения, гильсонит, органофильные гуматы, полученные в результате реакции гуминовой кислоты с амидами или полиалкиленполиаминами, и другие нетоксичные добавки для понижения водоотдачи. Обычно понизители водоотдачи добавляют в количестве менее приблизительно 10% и, предпочтительно, менее приблизительно 5% по массе флюида.

Способ, используемый для приготовления скважинного флюида, описанного в настоящем документе, не является существенно важным. Например, обычные способы для приготовления скважинных флюидов могут использоваться аналогично способам, которые обычно используют для приготовления обычных буровых растворов на нефтяной основе. В одной характерной операции, требуемое количество маслянистого флюида, такого как углеводородная основа, и требуемое количество остальных компонентов добавляют последовательно при непрерывном перемешивании. Обратную эмульсию согласно настоящему изобретению формируют путем энергичного перемешивания, смешивания или сдвига маслянистого флюида и немаслянистого флюида.

Описанные скважинные флюиды в значительной степени применимы при бурении, заканчивании и обработке подземных нефтяных и газовых скважин. В частности, флюиды применимы при составлении промывочных жидкостей и растворов для заканчивания скважин для использования в скважинах с большим отклонением и в скважинах с большим отходом от вертикали. Такие флюиды особенно применимы при бурении горизонтальных скважин в нефтегазоносных пластах. Таким образом, данные флюиды могут закачиваться в ствол скважины и циркулировать через него.

ПРИМЕРЫ

В первом примере был приготовлен затравочный буровой раствор плотностью 1792,6 кг/м³ (14,96 фунтов на галлон (ppg)) с использованием системы подачи промывочной жидкости RHELIANT, предлагаемой M-I LLC, Хьюстон, Техас. Два образца этого затравочного бурового раствора обрабатывали с помощью разведения 50/50, как показано в таблице 1.

Таблица 1

Обработка (г) Пр. 1 Пр.2 Затравочный буровой раствор плотностью 14,96 ppg 471,4 471,4 IO 1618 46,6 46,6 EMI-3203 5,0 5,0 Этоксилат спирта 1 4,0 - Этоксилат спирта 2 - 4,0 SURETROL 0,50 0,50 DURAMOD 8,0 8,0 LDP 2026 1,00 1,00 MICROBAR 51,0 51,0

В этом наборе примеров этоксилат спирта 1 имел значение ГЛБ, равное 6,6 и соответствовал приведенной выше формуле I с олеильной группой в качестве R группы и значением n, равным 3. Этоксилат спирта 2 имел значение ГЛБ, равное 4,9, и соответствовал приведенной выше формуле I со стеариловой группой в качестве R группы и значением n, равным 2.

Реологические свойства исходного затравочного бурового раствора и буровых растворов из примера 1 и примера 2 приводятся ниже в таблице 2.

Таблица 2

Темп. термического старения
Время термического старения
Условия старения ЗАТРАВОЧНЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР 14,96 RHELIANT Пример 1 Пример 2 НАЧАЛЬНАЯ 325°F НАЧАЛЬНАЯ 325°F НАЧАЛЬНАЯ 325°F 160 ч 160 ч 160 ч Статичные Статичные Статичные Температура измерения реологических свойств, °F 40 150 40 100 150 40 150 40 100 150 40 150 40 100 150 R600, °VG 270 77 337 147 98 225 86 217 104 72 348 89 346 106 79 R300, °VG 147 44 172 87 60 124 56 119 60 45 180 56 175 62 46 R200, °VG 104 33 126 65 46 88 44 84 44 35 132 44 126 46 39 R100, °VG 58 21 73 42 32 52 31 49 28 24 81 30 72 28 27 R6, °VG 12 6 16 16 15 11 12 8 8 11 21 12 13 8 13 R3, °VG 10 5 14 15 14 9 11 6 6 11 18 11 11 7 13 PV, cП 123 33 14 60 38 101 30 98 44 27 168 33 171 44 33 YP, фунтов/100 футов² 24 11 165 27 22 23 26 21 16 18 12 23 4 18 13 LSYP, фунтов/100 футов² 8 4 12 14 13 7 10 4 4 11 15 10 9 6 13 10-секундный гель, фунтов/100 футов² 13 9 37 27 16 17 7 14 24 47 20 27 15 24 10-минутный гель, фунтов/100 футов² 32 17 48 30 35 30 12 26 29 66 32 55 33 33 E.S. при 150°F, V 559 593 1123 1005 1164 983 Оседание 7 дней
ΔMW, ppg (325°F) 2,50 2,88 2,69

Хотя не было заметного снижения коэффициента оседания за 7 дней, измеренного при 163°С (325°F) при вышеописанной обработке, в более поздних данных для примера 1 наблюдалось значительное снижение оседания при более низкой температуре 99-121°С (210-250°F).

В другом наборе примеров затравочный буровой раствор плотностью 1801 кг/м³ (15,03 ppg) (флюид EMS 4720, предлагаемый M-I SWACO, Хьюстон, Техас) был обработан, как показано в таблице 3 и таблице 4.

Таблица 3

Пример 3 Затравочный буровой раствор плотностью 15,03 ppg г 315,8 IO 1618 г 64,4 EMI-3203 г 10,0 Этоксилат спирта 1 г 4,0 LIME г 3,0 Рассол CaCl2 (25%) г 32,7 SURETROL (EMI-2487) г 1,0 DURAMOD г 8,0 RHEFLAT г 1,0 EMI-1776 г 181,6

Таблица 4

Пример 4 Затравочный буровой раствор плотностью 15,03 ppg г 315,8 IO 1618 г 58,7 EMI-3203 г 10,0 Этоксилат спирта 1 г 4,00 LIME г 3,00 Рассол CaCl2 (25%) г 30,3 SURETROL (EMI-2487) г 1,00 DURAMOD г 8,0 RHEFLAT г 1,0 EMI-1776 г 169,8 ОЦЕНОЧНАЯ БАЗОВАЯ ГЛИНА API г 20,0

Реологические свойства исходного затравочного бурового раствора и буровых растворов из примера 3 и примера 4 приводятся ниже в таблице 5.

Таблица 5

Темп. термического старения
Время термического старения
Условия старения 15,03 ppg EMS 4720
Общее LGS= 2,9% Пример 3
Общее LGS= 1,4% Пример 4
Общее LGS= 3,6% НАЧАЛЬНАЯ 210°F НАЧАЛЬНАЯ 210°F НАЧАЛЬНАЯ 210°F 160 160 160 S Статичные Статичные Температура измерения реологических свойств,°F 40 150 40 100 150 40 150 40 100 150 40 150 40 100 150 R600, °VG 225 65 230 96 59 261 92 250 122 84 355 129 335 168 115 R300, °VG 122 38 125 53 33 143 56 137 70 49 197 81 191 97 70 R200, °VG 86 29 88 37 24 102 43 97 51 37 141 63 137 72 54 R100, °VG 48 19 49 21 15 58 29 54 31 23 84 44 80 46 36 R6, °VG 10 8 10 6 5 13 14 10 8 7 41 23 17 15 14 R3, °VG 8 7 8 5 4 11 13 7 7 6 38 22 13 13 12 PV, cП 103 27 105 43 26 118 36 113 52 35 158 48 159 71 45 YP, фунтов/100 футов² 19 11 20 10 7 25 20 24 18 14 39 33 32 26 25 LSYP, фунтов/100 футов² 6 6 6 4 3 9 12 4 6 5 35 21 9 11 10 10-секундный гель, фунтов/100 футов² 10 12 9 7 7 15 28 11 11 12 28 52 18 20 23 10-минутный гель, фунтов/100 футов² 28 25 21 15 15 36 45 21 21 23 68 117 37 36 36 E.S. при 150°F, V 328 428 1080 613 1419 918 Оседание 7 дней
ΔMW, ppg (210°F) 3,06 1,21 0,81

В другом примере был приготовлен затравочный буровой раствор плотностью 1797,4 кг/м³ (15 фунтов на галлон (ppg)) с использованием системы подачи промывочной жидкости RHELIANT, предлагаемой M-I LLC, Хьюстон, Техас. Затравочный буровой раствор был обработан, как показано ниже в таблице 6, для получения флюида плотностью 1677,57 кг/м³ (14 ppg) из примера 5.

Таблица 6

Пример 5 Затравочный буровой раствор плотностью 15,00 ppg г 315,0 IO 1618 г 74,4 EMI-3203 г 10,0 Этоксилат спирта 1 г 4,00 LIME (Известь) г 3,00 Рассол CaCl2 (25%) г 32,50 SURETROL (EMI-2487) г 1,00 DURAMOD г 8,0 DRAGONITE XR г 20,0 LDP 2026 (МОДИФИКАТОР РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ) г 1,0 MICROBAR г 146,6

Реологические свойства исходного затравочного бурового раствора и бурового раствора из примера 5 приводятся ниже в таблице 7.

Таблица 7

Затравочный буровой раствор плотностью 15,00 ppg Пример 5 14,00 ppg Температура термического старения,°F НАЧАЛЬНАЯ 325 НАЧАЛЬНАЯ 210 250 280 300 325 Термическое старение, ч 160 160 160 160 160 160 Статичный (S)/вращающийся S S S S S S Температура измерения реологических свойств, °F 40 150 40 100 150 40 150 40 100 150 40 100 150 40 100 150 40 100 150 40 100 150 R600, °VG 270 77 350 147 98 360 118 265 139 105 246 144 108 250 132 97 260 138 106 243 157 115 R300, °VG 147 44 172 87 60 188 77 152 83 67 142 88 70 142 82 64 144 84 70 143 97 77 R200, °VG 104 33 126 65 46 136 61 110 63 52 104 67 57 13 63 52 103 65 57 107 76 63 R100, °VG 58 21 73 42 32 82 43 63 41 36 61 46 41 62 43 38 60 43 42 67 52 48 R6, °VG 12 6 16 16 15 22 19 13 15 16 15 18 22 16 18 20 12 17 24 19 25 32 R3, °VG 10 5 14 15 14 19 18 12 14 14 13 17 20 14 16 18 10 16 23 17 23 30 PV, cП 123 33 178 60 38 172 41 113 56 38 104 56 38 108 50 33 116 54 36 100 60 38 YP, фунтов/100 футов² 24 11 -6 27 22 16 36 39 27 29 38 32 32 34 32 31 28 30 34 43 37 39 LSYP, фунтов/100 футов² 8 4 12 14 13 16 17 11 13 12 11 16 18 12 14 16 8 15 22 15 21 28 10-секундный гель, фунтов/100 футов² 13 9 37 27 25 27 18 23 22 22 31 33 21 28 28 16 30 33 29 39 39 10-минутный гель, фунтов/100 футов² 32 17 48 30 57 41 43 43 35 47 43 37 38 39 36 31 41 34 50 45 40 E.S. при 150°F, V 559 1128 1047 1090 1092 603 621 Оседание 7 дней, ΔMW, ppg 2,50 0,74 1,15 1,34 1,79 Н/О (загущенный)

В другом наборе примеров два буровых раствора были приготовлены, как показано ниже в таблице 8, причем пример 6 был приготовлен в виде сравнительного образца, эквивалентного патенту США № 8476206.

Таблица 8

Обработка (г) Пр. 6 Пр. 7 IO 1618 баррелей 0,519 0,5235 EMI-3203 фунтов/баррель -- 16 Этоксилат спирта 1 фунтов/баррель -- 4 SUREMUL фунтов/баррель 16 -- SURETROL фунтов/баррель -- 1 DURAMOD фунтов/баррель 4 8,0 Известь фунтов/баррель 4 4 MICROBAR фунтов/баррель -- 330,23 Вода баррелей 0,152 0,1451 CaCl₂ фунтов/баррель 19,04 18,13 ECOTROL RD фунтов/баррель 2 -- SAFECARB 2 фунтов/баррель 10 10 PANGEL B-5 фунтов/баррель -- 0,5 M-I GEL SUPREME фунтов/баррель 4 -- RHEFLAT фунтов/баррель -- 1 SUREMOD фунтов/баррель 1 -- M-I WATE фунтов/баррель 333 --

Реологические свойства буровых растворов из примера 6 и примера 7 приводятся ниже в таблице 9.

Таблица 9

Пример 6
14,15 ppg Пример 7
14,11 ppg НАЧАЛЬНАЯ 200°F НАЧАЛЬНАЯ 210°F 62 72 Статичный Статичный Температура измерения реологических свойств,°F 40 100 150 40 100 150 40 100 150 40 100 150 R600, °VG TTTM 76 55 242 107 73 208 94 63 R300, °VG 242 43 32 134 61 43 114 52 37 R200, °VG 175 33 24 94 44 33 81 38 28 R100, °VG 105 22 16 52 27 21 44 22 18 R6, °VG 30 8 6 8 7 8 7 6 6 R3, °VG 23 7 5 6 6 7 5 4 5 PV, cП TTTM 33 23 108 46 30 94 42 26 YP, фунтов/100 футов² TTTM 10 9 26 15 13 20 10 11 LSYP, фунтов/100 футов² 16 6 4 4 5 6 3 2 4 10-секундный гель, фунтов/100 футов² 50 9 6 8 9 14 6 7 7 10-минутный гель, фунтов/100 футов² 51 19 22 16 21 43 12 15 21 E.S. при 120°F, V 659 1013 580 ΔMW на забое, фунт-масса/галлон 0,56-0,62 0,34-0,69 Высокая температура и высокое давление при 250°F, мл 2,0 3,2 Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл 0 0

TTTM - слишком турбулентный для измерения.

В другом примере затравочный буровой раствор плотностью 1348,05 кг/м³ (11,25 фунтов на галлон (ppg)) был обработан, как показано ниже в таблице 10 для получения флюидов плотностью 1737,48 кг/м³ (14,5 ppg) из примера 8 и примера 9. В примере 9 использовали комбинацию этоксилата спирта 3 в соответствии с вышеприведенной формулой I с ГЛБ, равным приблизительно 5, и олеильной группой в качестве R группы и значением n, равным 2, и этоксилата спирта 4 в соответствии с вышеприведенной формулой I с ГЛБ, равным приблизительно 9, и олеильной группой в качестве R группы и значением n, равным 5. Эта комбинация имеет рассчитанное значение ГЛБ, примерно равное значению только для этоксилата спирта 1.

Таблица 10

Пример 8 (г) Пример 9 (г) EMS4720, Sevan LA, 11,25 ppg 240,0 240,0 IO 1618 50,0 50,0 Suremul, амин #20 10,0 10,0 Surewet 0,0 0,0 Этоксилат спирта 3 0,0 2,0 Этоксилат спирта 1 4,0 0,0 Этоксилат спирта 4 0,0 2,0 LIME 0,0 0,0 Рассол CaCl2 25% 12,0 12,0 ECOTROL HT 3,0 3,0 ONE TROL HT 0,0 0,0 DURAMOD 4,0 4,0 RHEFLAT 0,0 0,0 EMI-1776 250,0 250,0 ОЦЕНОЧНАЯ БАЗОВАЯ ГЛИНА API 25,0 25,0

Реологические свойства бурового раствора из примера 8 приводятся ниже в таблице 11.

Таблица 11

Температура термического старения,°F НАЧАЛЬНАЯ 325 325 Термическое старение, ч 16 160 Статичный /вращающийся Динамический Статичный Масса бурового раствора, фунтов/галлон 14,50 14,50 14,50 Температура измерения реологических свойств, °F 40 100 150 40 100 150 40 100 150 R600, °VG 278 88 286 141 96 280 141 98 R300, °VG 152 53 160 83 59 156 83 61 R200, °VG 110 40 115 61 46 112 62 47 R100, °VG 64 26 67 39 31 65 40 32 R6, °VG 12 8 13 13 12 13 13 13 R3, °VG 10 7 11 11 12 11 12 12 PV, cП 126 0 35 126 58 37 124 58 37 YP, фунтов/100 футов² 26 0 18 34 25 22 32 25 24 LSYP, фунтов/100 футов² 8 0 6 9 9 12 9 11 11 10-секундный гель, фунтов/100 футов² 12 9 14 14 16 14 15 16 10-минутный гель, фунтов/100 футов² 22 20 31 30 33 28 32 27 Статический сдвиг, фунтов/100 футов² E.S. при 150°F, V 1065 1008 1019 Высокая температура и высокое давление Темп., °F 325 325 Водоотдача бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении, мл 7,4 8,6 Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл 0 0

Реологические свойства бурового раствора из примера 9 приводятся ниже в таблице 12.

Таблица 12

Температура термического старения,°F НАЧАЛЬНАЯ 325 325 Термическое старение, ч 16 160 Статичный (S)/вращающийся (D) D S Масса бурового раствора, фунтов/галлон 14,50 14,50 14,50 Температура измерения реологических свойств, °F 40 100 150 40 100 150 40 100 150 R600, °VG 288 90 281 132 92 300+ 155 101 R300, °VG 160 53 153 79 57 180 93 64 R200, °VG 115 40 110 60 44 127 70 50 R100, °VG 65 25 63 38 31 74 45 35 R6, °VG 14 8 13 12 13 15 15 15 R3, °VG 11 7 11 11 11 13 14 14 PV, cП 128 0 37 128 53 35 ##### 62 37 YP, фунтов/100 футов² 32 0 16 25 26 22 ##### 31 27 LSYP, фунтов/100 футов² 8 0 6 9 10 9 11 13 13 10-секундный гель, фунтов/100 футов² 13 9 15 15 16 15 18 17 10-минутный гель, фунтов/100 футов² 23 16 25 26 29 25 25 23 Статический сдвиг, фунтов/100 футов² E.S. при 150°F, V 1030 880 Высокая температура и высокое давление Темп.,°F 325 325 Водоотдача бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении, мл 8,5 12,6 Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл 0 0

Пример 10 представляет собой флюид с таким же составом, что и для примера 8 (показан ниже в таблице 10), за исключением того, что 11,41 кг/м³ (4 ppb) вторичного этоксилата спирта в соответствии с формулой II, где n+n1=12 и n2=2, использовали вместо этоксилата спирта 1. Этот вторичный этоксилат спирта имеет ГЛБ, равный приблизительно 8. Реологические свойства бурового раствора из примера 3 приводятся ниже в таблице 13.

Таблица 13

Температура термического старения, °F НАЧАЛЬНАЯ 325 325 Термическое старение, ч 16 160 Статичный /вращающийся Динамический Статичный Масса бурового раствора, фунтов/галлон 14,50 14,50 14,50 Температура измерения реологических свойств, °F 40 100 150 40 100 150 40 100 150 R600, °VG 300 98 > 300 152 104 > 300 158 111 R300, °VG 171 61 172 91 65 185 96 71 R200, °VG 123 47 124 69 51 133 73 56 R100, °VG 74 32 73 45 35 79 49 40 R6, °VG 18 12 18 17 17 20 20 20 R3, °VG 15 10 15 16 16 17 18 18 PV, cП 129 0 37 ##### 61 39 ##### 62 40 YP, фунтов/100 футов² 42 0 24 ##### 30 26 ##### 34 31 LSYP, фунтов/100 футов² 12 0 8 12 15 15 14 16 16 10-секундный гель, фунтов/100 футов² 18 14 22 25 23 25 28 26 10-минутный гель, фунтов/100 футов² 37 27 47 39 31 48 42 33 Статический сдвиг, фунтов/100 футов² E.S. при 150°F, V 1080 886 903 Высокая температура и высокое давление Темп.,°F 325 325 Водоотдача бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении, мл 12,4 11,6 Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл 0 0

Сравнительный пример 1 представляет собой флюид с таким же составом, что и для примера 8 (показан ниже в таблице 10), за исключением того, что 11,41 кг/м³ (4 ppb) вторичного этоксилата спирта в соответствии с формулой II, где n+n1=12 и n2=6, использовали вместо этоксилата спирта 1. Этот вторичный этоксилат спирта имеет значение ГЛБ, равное приблизительно 12, и значение n2 за пределами обсуждаемого выше диапазона для того, чтобы быть подходящим для смачивающего агента. Реологические свойства бурового раствора из сравнительного примера 1 приводятся ниже в таблице 14.

Таблица 14

Температура термического старения, °F НАЧАЛЬНАЯ 325 325 Термическое старение, ч 16 160 Статичный /вращающийся Динамический Статичный Масса бурового раствора, фунтов/галлон 14,50 14,50 14,50 Температура измерения реологических свойств, °F 40 100 150 40 100 150 40 100 150 R600, °VG 300 89 > 300 154 107 > 300 218 165 R300, °VG 172 54 172 93 66 287 131 108 R200, °VG 130 41 121 71 52 211 99 85 R100, °VG 78 27 68 45 35 129 65 60 R6, °VG 20 9 12 17 15 34 24 29 R3, °VG 16 8 9 15 14 30 22 27 PV, cП 128 0 35 ##### 61 41 ##### 87 57 YP, фунтов/100 футов² 44 0 19 ##### 32 25 ##### 44 51 LSYP, фунтов/100 футов² 12 0 7 6 13 13 26 20 25 10-секундный гель, фунтов/100 футов² 20 10 10 20 19 44 28 29 10-минутный гель, фунтов/100 футов² 39 19 18 32 28 75 37 39 Статический сдвиг, фунтов/100 футов² E.S. при 150°F, V 514 537 692 Высокая температура и высокое давление Темп., °F 325 325 Водоотдача бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении, мл 10 16,6 Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл 0 0

Сравнительный пример 2 представляет собой флюид с таким же составом, что и для примера 8 (показан ниже в таблице 10), за исключением того, что 11,41 кг/м³ (4 ppb) вторичного этоксилата спирта в соответствии с формулой II, где n+n1=12 и n2=8, использовали вместо этоксилата спирта 1. Этот вторичный этоксилат спирта имеет значение ГЛБ, равное приблизительно 13, и значение n2 за пределами обсуждаемого выше диапазона для того, чтобы быть подходящим для смачивающего агента. Реологические свойства бурового раствора из сравнительного примера 2 приводятся ниже в таблице 15.

Таблица 15

Температура термического старения, °F НАЧАЛЬНАЯ 325 325 Термическое старение, ч 16 160 Статичный /вращающийся Динамический Статичный Масса бурового раствора, фунтов/галлон 14,50 14,50 14,50 Температура измерения реологических свойств, °F 40 100 150 40 100 150 40 100 150 R600, °VG 300+ 95 300+ 155 110 300+ 175 139 R300, °VG 180 60 210 92 70 235 105 92 R200, °VG 132 45 154 70 54 177 79 74 R100, °VG 79 30 90 45 37 110 52 54 R6, °VG 20 10 20 16 16 35 20 29 R3, °VG 18 10 15 15 16 32 17 26 PV, cП ##### 0 35 ##### 63 40 ##### 70 47 YP, фунтов/100 футов² ##### 0 25 ##### 29 30 ##### 35 45 LSYP, фунтов/100 футов² 16 0 10 10 14 16 29 14 23 10-секундный гель, фунтов/100 футов² 24 14 27 21 24 50 25 32 10-минутный гель, фунтов/100 футов² 38 24 50 37 30 85 37 39 Статический сдвиг, фунтов/100 футов² E.S. при 150°F, V 350 370 Высокая температура и высокое давление Темп.,°F 325 325 Водоотдача бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении, мл 10 14 Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл 0 0

Сравнительный пример 3 представляет собой флюид с таким же составом, что и для примера 1 (показан ниже в таблице 10), за исключением того, что 11,41 кг/м³ (4 ppb) тристирилфенола с 14 группами этоксилата использовали вместо этоксилата спирта 1. Состав имеет значение ГЛБ, равное приблизительно 13. Реологические свойства бурового раствора из сравнительного примера 3 приводятся ниже в таблице 16.

Таблица 16

Температура термического старения, °F НАЧАЛЬНАЯ 325 325 Термическое старение, ч 16 160 Статичный /вращающийся Динамический Статичный Масса бурового раствора, фунтов/галлон 14,50 14,50 14,50 Температура измерения реологических свойств, °F 40 100 150 40 100 150 40 100 150 R600, °VG 300+ 130 300+ 179 138 300+ 220 155 R300, °VG 200 80 199 110 91 225 137 109 R200, °VG 150 60 146 89 75 167 109 90 R100, °VG 92 40 90 60 54 105 75 71 R6, °VG 20 16 24 25 32 31 35 48 R3, °VG 16 15 22 24 32 30 34 47 PV, cП ##### 0 50 ##### 69 47 ##### 83 46 YP, фунтов/100 футов² ##### 0 30 ##### 41 44 ##### 54 63 LSYP, фунтов/100 футов² 12 0 14 20 23 32 29 33 46 10-секундный гель, фунтов/100 футов² 17 24 24 40 41 41 45 48 10-минутный гель, фунтов/100 футов² 46 38 38 53 44 85 62 52 Статический сдвиг, фунтов/100 футов² E.S. при 150°F, V 850 900 Высокая температура и высокое давление Темп., °F 325 325 Водоотдача бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении, мл 16 19 Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл 0,1 0,2

Пример 11 - оценка количества необходимой добавки

В приведенной ниже таблице 17 показан состав скважинного флюида, используемого для испытания количества неионогенной присадочной композиции, необходимой для достижения требуемых реологических свойств при низких температурах и стабильности при высоких температурах.

Таблица 17

VG-HT 0,20 IO 1618 144,0 Нагретый Suremul 12,0 Этоксилат спирта 1 переменная величина ИЗВЕСТЬ 6,0 Рассол CaCl2 25% 65,0 Pexatrol 932 3,0 ONE TROL HT 0,0 DURAMOD 6,0 Rheflat 2,0 EMI-1776 325,0 ОЦЕНОЧНАЯ БАЗОВАЯ ГЛИНА API 25,0

Реологические свойства бурового раствора из примера 11 в случае, когда не добавляли этоксилат спирта 1, приводятся ниже в таблице 18.

Таблица 18

Температура термического старения, °F НАЧАЛЬНАЯ 325 325 Термическое старение, ч 16 160 Статичный /вращающийся Динамический Статичный Масса бурового раствора, фунтов/галлон 13,97 13,97 13,97 Температура измерения реологических свойств, °F 40 100 150 40 100 150 40 100 150 R600, °VG 300+ 66 300+ 111 69 262 95 63 R300, °VG 177 42 187 63 40 143 53 38 R200, °VG 127 34 130 45 30 99 39 29 R100, °VG 75 24 73 29 20 55 24 19 R6, °VG 19 10 20 9 8 12 9 10 R3, °VG 19 9 19 8 7 12 9 10 PV, cП ##### 0 24 ##### 48 29 119 42 25 YP, фунтов/100 футов² ##### 0 18 ##### 15 11 24 11 13 LSYP, фунтов/100 футов² 19 0 8 18 7 6 12 9 10 10-секундный гель, фунтов/100 футов² 22 15 28 14 16 17 20 19 10-минутный гель, фунтов/100 футов² 73 28 48 28 24 40 29 26 Статический сдвиг, фунтов/100 футов² E.S. при 150°F, V 700 1020 Высокая температура и высокое давление Темп.,°F 325 325 Водоотдача бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении, мл 9,6 13,4 Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл 0 0 Значение оседания ΔMW, ppg 2,83 Нефть в свободном состоянии, мл 86

Реологические свойства бурового раствора из примера 11, когда был добавлен 2,57 кг/м³ (0,9 ppb) этоксилат спирта 1, приводятся ниже в таблице 19.

Таблица 19

Температура термического старения,°F НАЧАЛЬНАЯ 325 325 Термическое старение, ч 16 160 Статичный /вращающийся Динамический Статичный Масса бурового раствора, фунтов/галлон 13,97 13,97 13,97 Температура измерения реологических свойств, °F 40 100 150 40 100 150 40 100 150 R600, °VG 300+ 59 298 104 67 251 99 67 R300, °VG 167 35 164 56 39 136 55 39 R200, °VG 119 26 115 40 29 95 39 29 R100,°VG 67 17 64 24 17 51 24 19 R6, °VG 17 7 15 6 6 10 7 9 R3, °VG 16 6 13 5 6 9 7 8 PV, cП ##### 0 24 134 48 28 115 44 28 YP, фунтов/100 футов² ##### 0 11 30 8 11 21 11 11 LSYP, фунтов/100 футов² 15 0 5 11 4 6 8 7 7 10-секундный гель, фунтов/100 футов² 17 10 19 10 15 13 17 20 10-минутный гель, фунтов/100 футов² 61 28 40 28 24 34 20 28 Статический сдвиг, фунтов/100 футов² E.S. при 150°F, V 670 650 Высокая температура и высокое давление Темп., °F 325 325 Водоотдача бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении, мл 8,8 17 Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл 0 0,4 Значение оседания ΔMW, ppg 2,83 Нефть в свободном состоянии, мл 82

Реологические свойства бурового раствора из примера 11, когда был добавлен 5,14 кг/м³ (1,8 ppb) этоксилат спирта 1, приводятся ниже в таблице 20.

Таблица 20

Температура термического старения, °F НАЧАЛЬНАЯ 325 325 Термическое старение, ч 16 160 Статичный /вращающийся Динамический Статичный Масса бурового раствора, фунтов/галлон 13,97 13,97 13,97 Температура измерения реологических свойств, °F 40 100 150 40 100 150 40 100 150 R600, °VG 285 61 284 106 69 251 99 67 R300, °VG 157 35 154 58 39 136 56 39 R200, °VG 112 27 107 41 30 96 40 29 R100, °VG 63 17 58 24 19 52 25 20 R6, °VG 12 7 9 6 7 10 8 10 R3, °VG 11 7 9 6 7 9 8 10 PV, cП 128 0 26 130 48 30 115 43 28 YP, фунтов/100 футов² 29 0 9 24 10 9 21 13 11 LSYP, фунтов/100 футов² 10 0 7 9 6 7 8 8 10 10-секундный гель, фунтов/100 футов² 15 12 11 10 14 13 17 24 10-минутный гель, фунтов/100 футов² 45 30 25 29 28 28 30 29 Статический сдвиг, фунтов/100 футов² E.S. при 150°F, V 610 620 Высокая температура и высокое давление Темп., °F 325 325 Водоотдача бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении, мл 9 17 Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл 0 0,6 Значение оседания ΔMW, ppg 2,53 Нефть в свободном состоянии, мл 73

Реологические свойства бурового раствора из примера 11, когда был добавлен 7,99 кг/м³ (2,8 ppb) этоксилат спирта 1, приводятся ниже в таблице 21.

Таблица 21

Температура термического старения, °F НАЧАЛЬНАЯ 325 325 Термическое старение, ч 16 160 Статичный /вращающийся Динамический Статичный Масса бурового раствора, фунтов/галлон 13,97 13,97 13,97 Температура измерения реологических свойств, °F 40 100 150 40 100 150 40 100 150 R600, °VG 235 60 265 102 71 232 110 77 R300, °VG 124 34 142 55 40 127 60 45 R200, °VG 85 25 98 39 29 87 43 34 R100, °VG 46 15 53 22 17 48 26 23 R6, °VG 6 5 8 5 7 8 9 12 R3, °VG 4 5 6 5 7 7 8 11 PV, cП 111 0 26 123 47 31 105 50 32 YP, фунтов/100 футов² 13 0 8 19 8 9 22 10 13 LSYP, фунтов/100 футов² 2 0 5 4 5 7 6 7 10 10-секундный гель, фунтов/100 футов² 7 12 8 8 12 10 19 24 10-минутный гель, фунтов/100 футов² 24 32 20 26 35 25 33 32 Статический сдвиг, фунтов/100 футов² E.S. при 150°F, V 570 940 Высокая температура и высокое давление Темп., °F 325 325 Водоотдача бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении, мл 8,8 17 Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл 0 0,2 Значение оседания ΔMW, ppg 2,13 Нефть в свободном состоянии, мл 68

Реологические свойства бурового раствора из примера 11, когда был добавлен 10,56 кг/м³ (3,7 ppb) этоксилат спирта 1, приводятся ниже в таблице 21a.

Таблица 21a

Температура термического старения, °F НАЧАЛЬНАЯ 325 325 Термическое старение, ч 16 160 Статичный /вращающийся Динамический Статичный Масса бурового раствора, фунтов/галлон 13,97 13,97 13,97 Температура измерения реологических свойств, °F 40 100 150 40 100 150 40 100 150 R600, °VG 235 65 260 104 72 216 111 75 R300, °VG 127 37 141 56 42 119 61 45 R200, °VG 87 27 98 40 30 83 43 34 R100, °VG 47 16 53 24 19 45 26 23 R6, °VG 6 5 8 6 7 8 9 13 R3, °VG 4 5 6 5 7 7 9 13 PV, cП 108 0 28 119 48 30 97 50 30 YP, фунтов/100 футов² 19 0 9 22 8 12 22 11 15 LSYP, фунтов/100 футов² 2 0 5 4 4 7 6 9 13 10-секундный гель, фунтов/100 футов² 7 12 8 8 13 10 21 27 10-минутный гель, фунтов/100 футов² 20 37 19 29 41 28 36 34 Статический сдвиг, фунтов/100 футов² E.S. при 150°F, V 670 1150 Высокая температура и высокое давление Темп., °F 325 325 Водоотдача бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении, мл 8,8 17 Вода в фильтрате при высокой температуре и высоком давлении, мл 0 0,1 Значение оседания ΔMW, ppg 2,13 Нефть в свободном состоянии, мл 62

Пример 12 - оценка добавления смачивающего агента после горячей прокатки.

В этом примере флюид, приготовленный как показано выше в таблице 17, и недостаточное количество смачивающего агента добавляют перед горячей прокаткой флюида при температуре 163°С (325°F) в течение 16 часов. Добавленный смачивающий агент составлял 2,57 кг/м³ (0,9 ppb) этоксилата спирта 1. После горячей прокатки к горячекатанному флюиду добавляли еще 8,56 кг/м³ (3 ppb) этоксилата спирта 1 и смешивали в течение 5 минут. Реологические свойства двух вышеописанных буровых растворов и бурового раствора с 11,13 кг/м³ (3,9 ppb) этоксилата спирта 1, добавленного после 12 часов старения приводятся ниже в таблице 22.

Таблица 22

Температура термического старения, °F 0,9 фунтов на баррель этоксилата спирта 1 3,9 фунтов на баррель этоксилата спирта 1 (после перемешивания в течении 5 минут) 3,9 фунтов на баррель этоксилата спирта 1 (после старения в течение 12 часов и перемешивания в течении 5 минут) Термическое старение, ч 16 12 Статичный /вращающийся Динамический Динамический Масса бурового раствора, фунтов/галлон 13,97 13,97 13,97 Температура измерения реологических свойств, °F 40 100 150 40 100 150 40 100 150 R600, °VG 300+ 105 66 215 89 59 212 87 60 R300, °VG 170 58 38 118 48 33 115 47 34 R200, °VG 122 41 29 83 33 24 80 33 24 R100, °VG 70 25 19 45 19 14 43 19 14 R6, °VG 18 7 7 7 4 5 6 4 4 R3, °VG 15 6 7 5 4 4 5 4 4 PV, cП ### 47 28 97 41 26 97 40 26 YP, фунтов/100 футов² ### 11 10 21 7 7 18 7 8 LSYP, фунтов/100 футов² 12 5 7 3 4 3 4 4 4 10-секундный гель, фунтов/100 футов² 24 10 12 8 5 7 6 5 7 10-минутный гель, фунтов/100 футов² 48 25 30 11 11 19 10 11 20

Хотя выше подробно были описаны только несколько иллюстративных вариантов осуществления, специалистам в данной области техники будет очевидно, что в иллюстративных вариантах осуществления возможны многие модификации без существенного отступления от сути настоящего изобретения. Соответственно, все такие модификации предназначены для включения в объем настоящего изобретения, который определен в следующей формуле изобретения.

Группа изобретений относится к бурению нефтегазовых скважин, в частности к буровым растворам. Способ бурения ствола скважины включает нагнетание маслянистого скважинного флюида в ствол скважины. Маслянистый скважинный флюид содержит: маслянистую дисперсионную среду; немаслянистую дисперсную фазу; эмульгатор, стабилизирующий немаслянистую дисперсную фазу в маслянистой дисперсионной среде; органофильную глину; утяжелитель; и смачивающий агент. Смачивающий агент имеет ГЛБ в диапазоне от 4 до 10,5, который выбирают так, что маслянистый скважинный флюид имеет показание по шкале при 600 об/мин при 4°С (40°F) менее приблизительно 300 и 10-минутное предельное статическое напряжение сдвига менее приблизительно 19,15 Па (40 фунт-сил/100 футов²). Заявлены варианты маслянистого скважинного флюида. Достигается технический результат – повышение эффективности бурения горизонтальных скважин, за счет снижения оседания частиц в буровом растворе и повышения стабильности эмульсии. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 23 табл.

1. Способ бурения ствола скважины, включающий в себя:

нагнетание маслянистого скважинного флюида в ствол скважины, причем маслянистый скважинный флюид содержит:

маслянистую дисперсионную среду;

немаслянистую дисперсную фазу;

эмульгатор, стабилизирующий немаслянистую дисперсную фазу в маслянистой дисперсионной среде;

органофильную глину;

утяжелитель; и

смачивающий агент, имеющий ГЛБ в диапазоне от 4 до 10,5, который выбирают так, что маслянистый скважинный флюид имеет показание по шкале при 600 об/мин при 4°С (40°F) менее 300 и 10-минутное предельное статическое напряжение сдвига менее 19,15 Па (40 фунт-сил/100 футов²).

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что смачивающий агент присутствует в маслянистом скважинном флюиде в количестве в диапазоне от 5,7 до 17,1 кг/м³ (от 2 до 6 фунтов на баррель).

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что маслянистый скважинный флюид имеет показание по шкале при 6 об/мин при 65°С (150°F) в диапазоне от 6 до 15.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что смачивающий агент выбирают из следующего: этоксилаты спирта, этоксилаты амина или сополимеры этиленоксида/пропиленоксида.

5. Маслянистый скважинный флюид, содержащий:

маслянистую дисперсионную среду;

немаслянистую дисперсную фазу;

эмульгатор, стабилизирующий немаслянистую дисперсную фазу в маслянистой дисперсионной среде;

органофильную глину;

по меньшей мере один смачивающий агент, выбранный из следующего: этоксилаты спирта, этоксилаты амина или сополимеры этиленоксида/пропиленоксида; и

утяжелитель;

причем скважинный флюид имеет показание по шкале при 600 об/мин при 4°С (40°F) менее 300.

6. Скважинный флюид по п. 5, дополнительно содержащий:

необработанную глину.

7. Скважинный флюид по п. 5, отличающийся тем, что скважинный флюид имеет 10-минутное предельное статическое напряжение сдвига менее 19,15 Па (40 фунт-сил/100 футов²).

8. Скважинный флюид по п. 5, отличающийся тем, что скважинный флюид имеет показание при 6 об/мин при 65°С (150°F) в диапазоне от 6 до 15.

9. Скважинный флюид по п. 5, отличающийся тем, что смачивающий агент имеет значение гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ) в диапазоне от 4 до 10,5.

10. Скважинный флюид по п. 5, отличающийся тем, что смачивающий агент присутствует в количестве в диапазоне от 5,7 до 17,1 кг/м³ (от 2 до 6 фунтов на баррель).

11. Скважинный флюид по п. 5, отличающийся тем, что смачивающий агент является этоксилатом спирта, описанным с помощью формулы I:

Формула I

где R является одним из следующего: олеильная группа, стеарильная группа, тридецильная группа или лаурильная группа, а n является числом в диапазоне от 2 до 5.

12. Скважинный флюид по п. 5, дополнительно содержащий:

по меньшей мере один компонент, выбранный из следующего: карбонат кальция или галлуазит в количестве в диапазоне от 14,3 до 85,6 кг/м³ (от 5 до 30 ppb).

13. Скважинный флюид по п. 5, отличающийся тем, что органофильная глина содержит органофильный сепиолит.

14. Маслянистый скважинный флюид, содержащий:

маслянистую дисперсионную среду;

немаслянистую дисперсную фазу;

эмульгатор для стабилизации немаслянистой дисперсной фазы в маслянистой дисперсионной среде;

органофильную глину;

этоксилат спирта, описанный с помощью формулы I:

Формула I

где R является одним из следующего: олеильная группа, стеарильная группа, тридецильная группа или лаурильная группа, а n является числом в диапазоне от 2 до 5; и

утяжелитель;

причем скважинный флюид имеет показание по шкале при 600 об/мин при 4°С (40°F) менее 300.

15. Скважинный флюид по п. 14, отличающийся тем, что скважинный флюид имеет 10-минутное предельное статическое напряжение сдвига менее 19,15 Па (40 фунт-сил/100 футов²).

16. Скважинный флюид по п. 14, отличающийся тем, что скважинный флюид имеет показание при 6 об/мин при 65°С (150°F) в диапазоне от 6 до 15.

17. Скважинный флюид по п. 14, отличающийся тем, что смачивающий агент присутствует в количестве в диапазоне от 5,7 до 17,1 кг/м³ (от 2 до 6 фунтов на баррель).

18. Скважинный флюид по п. 14, дополнительно содержащий:

по меньшей мере один компонент, выбранный из следующего: карбонат кальция или галлуазит в количестве в диапазоне от 14,27 до 85,59 кг/м³ (от 5 до 30 ppb).

19. Скважинный флюид по п. 14, отличающийся тем, что органофильная глина содержит органофильный сепиолит.