ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ОБСЛУЖИВАНИЯ СТВОЛА СКВАЖИН, СПОСОБЫ ЕЕ ПОЛУЧЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ Российский патент 2024 года по МПК C09K8/28 C09K8/35 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Данная заявка относится к композиции, и, более конкретно, данная заявка относится к жидкости для обслуживания ствола скважины, которую можно использовать при добыче природных ресурсов из ствола скважины, проникающего в подземный пласт.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Данное раскрытие в целом относится к композиции. Более конкретно, оно относится к жидкости для обслуживания ствола скважины и способам ее получения и применения для обработки ствола скважины, проникающего в подземный пласт, например, во время операции бурения.

Углеводороды, такие как нефть и газ, находящиеся в подземном пласте или зоне, обычно извлекаются путем бурения ствола скважины вниз до подземного пласта при циркуляции бурового раствора в стволе скважины. Буровой раствор обычно циркулирует вниз через внутреннюю часть бурильной трубы и вверх через затрубное пространство, которое расположено между внешней стороной бурильной трубы и внутренней стенкой ствола скважины. Среди других функций буровой раствор может служить для транспортировки бурового шлама на поверхность, охлаждения бурового долота и обеспечения гидростатического давления на стенки пробуренного ствола скважины.

Плотность бурового раствора может быть важным фактором для контроля во время буровых работ, поскольку гидростатическое давление, оказываемое буровым раствором, прямо пропорционально плотности бурового раствора. Гидростатическое давление будет увеличиваться с увеличением плотности бурового раствора и высоты столба жидкости. Избыточное гидростатическое давление выше градиента гидроразрыва пласта может привести к преждевременному гидроразрыву пласта и, как следствие, к повреждению пласта и водоотдаче. Чтобы устранить эти и другие проблемы, в водный буровой раствор можно добавить масло для снижения плотности, но эти системы могут быть нестабильными в статических условиях. Такие масляно-водяные системы могут быстро расслаиваться даже при использовании эмульгатора. Кроме того, эти системы могут становиться все более нестабильными при более высокой минерализации, например, в буровых растворах на основе солевого раствора, которые могут не подходить для хранения в течение длительного периода и могут потребовать дополнительного наземного оборудования для подготовки и использования.

Следовательно, существует постоянная потребность в буровом растворе с меньшей плотностью и повышенной стабильностью, особенно когда буровой раствор содержит соли.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

Для более полного понимания данного изобретения далее приведена ссылка на следующее краткое описание, рассматриваемое в связи с прилагаемыми графическими материалами и подробным описанием, в которых одинаковые ссылочные позиции представляют собой одинаковые детали.

На Фиг. 1 изображено схематическое изображение примерной буровой компоновки.

На Фиг. 2А и 2В изображены фотографии образцов после горячей прокатки в соответствии с некоторыми аспектами раскрытия.

На Фиг. 3А и 3В изображены фотографии образцов после статического старения в соответствии с некоторыми аспектами раскрытия.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

С самого начала следует понимать, что хотя ниже приведено иллюстративное применение одного или более вариантов реализации, раскрытые системы и/или способы могут быть применены с использованием любого количества методик, известных или существующих в настоящее время. Данное изобретение никоим образом не должно ограничиваться иллюстративными применениями, графическими материалами и методиками, проиллюстрированными ниже, включая иллюстративные конструкции и осуществления, проиллюстрированные и описанные в данном документе, но может быть модифицировано в пределах объема прилагаемой формулы изобретения вместе с полным объемом ее эквивалентов.

Следует понимать, что «подземный пласт» охватывает как участки под открытой землей, так и участки под землей, покрытые водой, такой как океан или пресная вода. В данном раскрытии термин «верх» означает скважину на поверхности (например, устье скважины, которое может быть расположено на суше или под водой, например, устье подводной скважины), а направление вдоль ствола скважины к поверхности скважины обозначается как «вверх»; «дно» означает конец ствола скважины, удаленный от поверхности, а направление вдоль ствола скважины от поверхности ствола скважины именуется «вниз». Например, в горизонтальном стволе скважины два места могут находиться на одном уровне (т.е. на глубине подземного пласта), место ближе к поверхности скважины (путем сравнения длин вдоль ствола скважины от поверхности ствола скважины до этих мест) именуется «выше», а другое место, расположенное дальше от поверхности скважины (путем сравнения длин вдоль ствола скважины от поверхности ствола скважины до мест), именуется «ниже» или «ниже чем» другое место.

В данном документе раскрыта жидкость для обслуживания ствола скважины. Жидкость для обслуживания ствола скважины может представлять собой такую жидкость, как прямая эмульсия, которая также может именоваться эмульсией масло-в-воде. Характеристикой такой жидкости, как прямая эмульсия, может быть то, что водная фаза эмульсии является внешней фазой или непрерывной фазой, тогда как масляная фаза является внутренней фазой или дисперсной фазой. Такая жидкость, как прямая эмульсия, может быть использована во время операции бурения ствола скважины, чтобы способствовать созданию и углублению ствола скважины сквозь подземный пласт. Как правило, может быть желательным поддерживать подземный пласт в водонасыщенном состоянии, когда тонкая пленка воды может покрывать поверхность матрицы подземного пласта. Водонасыщенное состояние может обеспечить более эффективный перенос углеводородов, чем когда подземный пласт находится в смачиваемом нефтью состоянии. Такая жидкость, как прямая эмульсия, может обеспечить определенные преимущества при бурении пластов, в которых желателен буровой раствор с относительно низкой плотностью. Такая жидкость, как прямая эмульсия, может быть смешана до различных плотностей, подходящих для конкретного применения.

Жидкость для обслуживания ствола скважины, описанная в данном документе, может содержать водную жидкость, масло и соединение Структуры I или Структуры II:

Структура I:

Структура II:

В аспектах R¹, R² и R³ независимо выбраны из группы, включающей -NH₂, -NR⁷R⁸, -Н, -ОН, галоген, линейный или разветвленный (С₁-С₆)алкил, линейный или разветвленный (С₂-С₆)алкенил, линейный или разветвленный (С₂-С_б)алкинил, (С₆-С₁₄)арил, (С₃-С₁₄)-циклоалкил, (С₆-С₁₄)арил-(С₁-С₆)алкилен-, (5-14-членный)гетероарил-(С₁-С₆)алкилен-, (5-14-членный)гетероарил, (3-14-членный)гетероциклоалкил, (3-14-членный)гетероциклоалкил-(С₁-С₆алкилен-, (5-14-членный)гетероарил-(3-14-членный)гетероциклоалкилен-, (С₆-С₁₄)арил-(3-14-членный)гетероциклоалкилен-, (С₆-С₁₄)арил-(С₁-С₆)алкил-(3-14-членный)гетероциклоалкилен-, (5-14-членный)гетероарил-(С₁-С₆)алкил-(3-14-членный)гетероциклоалкилен- и (3-14-членный)гетероциклоалкил-(С₁-С₆)алкил-(3-14-членный)гетероциклоалкилен-.

R⁷ и R⁸ могут быть независимо выбраны из группы, включающей линейный или разветвленный (С₁-С₆)алкил, линейный или разветвленный (С₂-С₆)алкенил, линейный или разветвленный (С₂-С₆)алкинил, (С₆-С₁₄)арил, (С₃-С₁₄)-циклоалкил, (C₆-C₁₄)арил-(C₁-С₆)алкилен-, (5-14-членный)гетероарил-(С₁-С₆)алкилен-, (5-14-членный)гетероарил, (3-14-членный)гетероциклоалкил, (3-14-членный)гетероциклоалкил-(С₁-С₆)алкилен-, (5-14-членный)гетероарил-(3-14-членный)гетероциклоалкилен-, (C₆-C₁₄)арил-(3-14-членный)гетероциклоалкилен-, (С₆-С₁₄)арил-(С₁-С₆)алкил-(3-14-членный)гетероциклоалкилен-, (5-14-членный)гетероарил-(С₁-С₆)алкил-(3-14-членный)гетероциклоалкилен- и (3- 14-членный)гетероциклоалкил-(С₁-С₆)алкил-(3-14-членный)гетероциклоалкилен-.

В некоторых аспектах по меньшей мере один из R¹, R² и R³ представляет собой -NH₂. В некоторых аспектах x+y+z составляет от около 70 до около 100, в альтернативном варианте от около 75 до около 95 или в альтернативном варианте от около 80 до около 90. В одном или более аспектах каждый из R¹, R² и R³ представляет собой -NH₂, и x+y+z составляет около 85.

Соединение Структуры I может иметь молекулярную массу от около 4000 Дальтон (Да) до около 6000 Да, в альтернативном варианте от около 4500 Да до около 5500 Да или в альтернативном варианте от около 4250 Да до около 4750 Да.

В некоторых аспектах р составляет от около 3 до около 40, в альтернативном варианте от около 3 до около 35 или в альтернативном варианте от около 3 до около 30. Соединение Структуры II может иметь молекулярную массу от около 220 Да до около 2000 Да, в альтернативном варианте от около 250 Да до около 1800 Да или в альтернативном варианте от около 250 Да до около 1750 Да.

Соединение может быть в форме жидкости. В некоторых аспектах соединение присутствует в жидкости для обслуживания ствола скважины в количестве от около 0,5 фунтов на баррель (фунт/баррель) до около 10 фунтов/баррель, в альтернативном варианте, от около 0,5 фунтов/баррель до около 8 фунтов/баррель, в альтернативном варианте, от около 0,5 фунтов/баррель до около 6 фунтов/баррель или, в альтернативном варианте, от около 0,5 фунтов/баррель до около 4 фунтов/баррель.

Соединение может быть многофункциональным. В некоторых аспектах соединение действует как эмульгатор, который повышает стабильность такой жидкости, как прямая эмульсия (например, жидкости для обслуживания ствола скважины), за счет снижения межфазного натяжения между водой и маслом. В одном или более аспектах соединение действует как ингибитор коррозии и/или ингибитор глинистых сланцев. Ингибитор коррозии предназначен для защиты металлических (например, из железа и стали) компонентов в стволе скважины и обрабатывающего оборудования от жидкости. Ингибитор глинистых сланцев может уменьшить набухание чувствительных глинистых сланцев и бурового шлама, подвергающихся воздействию буровых растворов.

В одном или более аспектах жидкость для обслуживания ствола скважины содержит масло. Примеры подходящих масел, которые могут быть включены в состав жидкости для обслуживания ствола скважины, могут включать, но не ограничиваться ими, по меньшей мере одно масло, выбранное из группы, включающей алканы, олефины, алкины, ароматические углеводороды, талловое масло, сырую нефть, легкий газойль, сложноэфирное синтетическое масло, дизельное топливо, циклоалкан, сжиженный нефтяной газ, керосин, газойль, мазут, парафиновое масло, минеральное масло, рафинированное масло, низкотоксичное минеральное масло, сложный эфир, амид, синтетическое масло, полидиорганосилоксан, силоксан, органосилоксан, эфир, диалкилкарбонат, растительное масло, биодизель, возобновляемое дизельное топливо и их комбинации. В одном или более аспектах масло включает синтетическое масло.

В некоторых аспектах масло присутствует в жидкости для обслуживания ствола скважины в количестве от около 1% об. до около 40% об. от общего объема жидкости для обслуживания ствола скважины, в альтернативном варианте от около 5% об. до около 40% об. или в альтернативном варианте от около 5% об. до около 35% об.

Жидкость для обслуживания ствола скважины может содержать водную жидкость. Как правило, водная жидкость может быть из любого источника при условии, что она не содержит компонентов в количестве, которое может нежелательным образом воздействовать на другие компоненты жидкости для обслуживания ствола скважины. Например, водная жидкость может быть выбрана из группы, включающей по существу пресную воду, поверхностные воды, подземные воды, пластовую воду, соленую воду, морскую воду, солевой раствор (например, подземный природный солевой раствор, приготовленный солевой раствор и т.д.) и их комбинации. В некоторых аспектах водная жидкость содержит солевой рассол. В одном или более аспектах солевой рассол содержит одновалентные или двухвалентные соли, такие как, без ограничения, по меньшей мере одну соль, выбранную из группы, включающей хлорид натрия, бромид натрия, бромид калия, хлорид калия, хлорид магния, хлорид кальция, бромид кальция, бромид калия, формиат калия, формиат цезия, хлорид лития, бромид лития, формиат натрия, формиат лития, хлорид аммония, хлорид тетраметиламмония, хлорид холина, ацетат калия и их комбинации. Приготовленный солевой раствор можно приготовить путем растворения одной или более растворимых солей в воде, природном солевом растворе или морской воде.

Солевой раствор может представлять собой насыщенный или ненасыщенный солевой раствор. Соль может присутствовать в солевом растворе в любом количестве для образования насыщенного раствора или перенасыщенного раствора. Например, соль может быть включена в количестве от около 1% до около 50% по массе солевого рассола. В альтернативном варианте от около 1% до около 5% по массе, от около 5% до около 10% по массе, от около 10% до около 15% по массе, от около 15% до около 20% по массе, от около 20% до около 25% по массе, от около 25% до около 30% по массе, от около 30% до около 35% по массе, от около 35% до около 40% по массе, от около 40% до около 45% по массе, от около 45% до около 50% по массе, или от около 10% до около 30% по массе. Солевой раствор может уменьшить разбавление и/или объем жидкости для обслуживания ствола скважины, тем самым уменьшая объемы отходов.

Водная жидкость может присутствовать в жидкости для обслуживания ствола скважины в количестве, эффективном для получения перекачиваемой суспензии, такой как суспензия, обладающая целевыми (например, специфическими для работы или обслуживания) реологическими свойствами. В аспектах водная жидкость присутствует в жидкости для обслуживания ствола скважины в количестве от около 50% об. до около 99% об. от общего объема жидкости для обслуживания ствола скважины, в альтернативном варианте от около 50% об. до около 95% об. или в альтернативном варианте от около 50% об. до около 90% об.

На плотность конкретной жидкости для обслуживания ствола скважины может непосредственно влиять объемное отношение масла к водной жидкости, обычно именуемое в данном документе как масло-к-воде или «М/В», в жидкости для обслуживания ствола скважины. Водная жидкость может присутствовать в виде непрерывной фазы, в то время как масло может находиться в дисперсной фазе. Любое подходящее соотношение масла-к-воде может быть использовано для образования жидкости для обслуживания ствола скважины для достижения любой целевой плотности. Например, соотношение М/В может составлять от 90:10 до 20:80. В альтернативном варианте, соотношение М/В может составлять от 90:10 до 80:20, от 80:20 до 70:30, от 70:30 до 60:40, от 60:40 до 50:50, от 50:50 до 40:60, от 40:60 до 30:70 или от 30:70 до 20:80.

Для объемов масла выше 50% жидкость для обслуживания ствола скважины все еще может считаться прямой эмульсией, даже если объем масла может присутствовать в количестве, превышающем количество воды, потому что соединение позволяет воде оставаться в непрерывной фазе, тем самым сохраняя жидкость для обслуживания ствола скважины водонасыщенной.

В одном или более аспектах жидкость для обслуживания ствола скважины дополнительно содержит загуститель. Загуститель может включать биополимер, синтетический полимер, минералы или их комбинацию. Минералы могут включать сепиолит, аттапульгит, бентонит, бентонит натрия, монтмориллонит, бейделлит, нонтронит, гекторит, самонит, смектит, каолинит, серпентин, иллит, хлорит, монтмориллонит, сапонит, фуллерову землю, аттапульгит, лапонит или их комбинации. В некоторых аспектах загуститель включает гидроксиэтилцеллюлозу, гидроксипропилгуар, карбоксиметилгидроксипропилгуар, модифицированные полисахариды, частично гидролизованный полиакриламид (ЧГПА), карбоксиметилцеллюлозу, полианионную целлюлозу, гуаровую камедь, камедь рожкового дерева, камедь карайи, трагакантовую камедь, гидрофобно модифицированные гуары, высокомолекулярные полисахариды, состоящие из таких Сахаров, как манноза и галактоза, гетерополисахариды, полученные ферментацией полученных из крахмала Сахаров, ксантан, пектины, диутан, велан, геллан, склероглюкан, хитозан, декстран, замещенные или незамещенные галактоманнаны, крахмал, целлюлозу, простые эфиры целлюлозы, карбоксицеллюлозы, гидроксипропилцеллюлозу, карбоксиалкилгидроксиэтилцеллюлозы, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу, метилцеллюлозу, полиакрилат натрия, полиакриламид, частично гидролизованный полиакриламид, полиметакриламид, поли(акриламидо-2-метилпропансульфонат), поли(натрий-2-акриламид-3-пропилсульфонат), сополимеры акриламида и акриламидо-2-метилпропансульфонат, терполимеры акриламидо-2-метилпропансульфоната, акриламида и винилпирролидона или итаконовой кислоты, сепиолит, аттапульгит или их комбинации.

В аспектах загуститель имеет сред нечисловую молекулярную массу в диапазоне от около 1,2 млн Да до около 5 млн Да, в альтернативном варианте от около 1,5 млн Да до около 4,5 млн Да, или в альтернативном варианте от около 2 млн Да до около 4 млн Да.

В одном или более аспектах загуститель содержится в жидкости для обслуживания ствола скважины в количестве от около 0,001% мас. до около 3% мас. от общей массы жидкости для обслуживания ствола скважины, в альтернативном варианте от около 0,01% мас. до около 2,5% мас. или в альтернативном варианте от около 0,1% мас. до около 2,0% мас.

В аспектах жидкость для обслуживания ствола скважины дополнительно содержит одну или более добавок. Одна или более добавок могут включать усилитель скорости проникновения, жидкость для освобождения прихваченной колонны, очищающий агент, дефлокулянт, обезжириватель, рН-буфер, смачивающий агент, смазку, ингибитор глинистых сланцев, понизитель трения, агент, стабилизирующий прочность, эмульгатор, расширяющий агент, соль, агент, понижающий водоотдачу, стекловидный глинистый сланец, тиксотропный агент, диспергирующий агент, добавку, снижающую массу (например, полые стеклянные или керамические шарики), утяжеляющую добавку, поверхностно-активное вещество, ингибитор образования отложений, стабилизатор глины, агент для контроля силикатов, биоцид, биостатический агент, стабилизатор хранения, добавку для контроля фильтрации, суспендирующий агент, пенообразующее поверхностно-активное вещество, латексные эмульсии, агент для кондиционирования пласта, эластомеры, материалы, абсорбирующие газ/жидкость, смолы, суперабсорбенты, добавки, модифицирующие механические свойства (т.е. углеродные волокна, стекловолокна, металлические волокна, минеральные волокна, полимерные эластомеры, латексы и т.д.), инертные частицы, биополимер, полимер, пирогенный диоксид кремния, добавку для контроля свободной жидкости, дисперсные материалы, кислоты, основания, взаимные растворители, ингибиторы коррозии, обычные разрыхляющие агенты, модификаторы относительной проницаемости, известь, агенты для контроля глины, добавки для контроля водоотдачи, флокулянты, умягчители воды, пенообразующие агенты, ингибиторы окисления, разбавители, поглотители, поглотители газов, смазочные материалы, кольматанты, стабилизатор пены, катализаторы, диспергаторы, разрыхлители, разбавитель эмульсии, загуститель эмульсии, добавку для контроля рН, добавки для борьбы с поглощением, буферы, стабилизаторы, хелатирующие агенты, окислители, глину, восстановители, уплотняющий агент, комплексообразующий агент, хелатирующий агент, контролирующий агент, окислительный разрыхлитель и т.п. или их комбинации. Агент, разрушающий продукты окисления, может включать, например, бромат, персульфат, перборат и пербромат. С помощью данного раскрытия специалист в данной области должен быть в состоянии распознать и выбрать одну или более подходящих необязательных добавок для применения в жидкости для обслуживания ствола скважины.

В аспектах одна или более добавок присутствуют в жидкости для обслуживания ствола скважины в количестве от около 0,001% мас. до около 50% мас. от общей массы жидкости для обслуживания ствола скважины, в альтернативном варианте от около 0,1% мас. до около 50% мас. или в альтернативном варианте от около 1% мас. до около 40% мас.

Пластическая вязкость представляет собой вязкость, экстраполированную на бесконечную скорость сдвига, например, наклон линии напряжения сдвига/скорости сдвига выше предела текучести. Предел текучести относится к сопротивлению жидкости начальному течению или представляет собой напряжение, необходимое для начала движения жидкости. Раскрытая в данном документе жидкость для обслуживания ствола скважины может иметь любую подходящую пластическую вязкость и предел текучести. При температуре от около 30°F до около 180°F жидкость для обслуживания ствола скважины может иметь пластическую вязкость от около 1 сП до около 500 сП, в альтернативном варианте от около 1 сП до около 400 сП или в альтернативном варианте от около 1 сП до около 300 сП. При температуре около 120°F жидкость для обслуживания ствола скважины может иметь пластическую вязкость от около 1 сП до около 80 сП, в альтернативном варианте от около 1 сП до около 70 сП или в альтернативном варианте от около 1 сП до около 60 сП. При температуре от около 30°F до около 180°F жидкость для обслуживания ствола скважины может иметь предел текучести от около 1 фунта/100 футов² до около 100 фунтов/100 футов², в альтернативном варианте от около 2 фунтов/100 футов² до около 90 фунтов/100 футов², в альтернативном варианте от около 3 фунтов/100 футов² до около 80 фунтов/100 футов² или в альтернативном варианте от около 5 фунтов/100 футов² до около 70 фунтов/100 футов. Пластическая вязкость и предел текучести могут быть рассчитаны с использованием модели пластичности Бингама.

При температуре от около 30°F до около 180°F жидкость для обслуживания ствола скважины может иметь 10-секундную прочность геля от около 1 фунта/100 футов² до около 50 фунтов/100 футов², в альтернативном варианте от около 2 фунтов/100 футов² до около 50 фунтов/100 футов², в альтернативном варианте от около 3 фунтов/100 футов² до около 40 фунтов/100 футов² или в альтернативном варианте от около 5 фунтов/100 футов² до около 40 фунтов/100 футов. При температуре от около 30°F до около 180°F жидкость для обслуживания ствола скважины может иметь 10-минутную прочность геля от около 1 фунта/100 футов² до около 50 фунтов/100 футов², в альтернативном варианте от около 2 унтов/100 футов² до около 50 фунтов/100 футов², в альтернативном варианте от около 3 фунтов/100 футов² до около 40 фунтов/100 футов² или в альтернативном варианте от около 5 фунтов/100 футов² до около 40 фунтов/100 футов².

Раскрытая в данном документе жидкость для обслуживания ствола скважины может иметь любое подходящее значение рН. В аспектах жидкость для обслуживания ствола скважины имеет рН от около 7 до около 11 при комнатной температуре (около 70°F), в альтернативном варианте от около 7 до около 10,5 или в альтернативном варианте от около 8 до около 10.

Жидкость для обслуживания ствола скважины может иметь общую водоотдачу от около 0 мл до около 20 мл за 30 минут при измерении в соответствии со стандартом испытаний API-RP-10B-2. В альтернативном варианте общая водоотдача составляет от около 0 мл до около 15 мл за 30 минут, в альтернативном варианте от около 0 мл до около 10 мл за 30 минут или в альтернативном варианте от около 0 мл до около 7 мл за 30 минут.

В некоторых аспектах общая водоотдача включает масляный слой в количестве от около 0 мл до около 10 мл за 30 минут, в альтернативном варианте от около 0 мл до около 7 мл за 30 минут или в альтернативном варианте от около 0 мл до около 5 мл за 30 минут. Масляный слой содержит масло, которое отделяется от жидкости для обслуживания ствола скважины при испытании на водоотдачу. Масляный слой также может именоваться в данном документе «маслом в фильтрате API».

В некоторых аспектах горячую прокатку проводят с жидкостью для обслуживания ствола скважины при температуре около 160°F в течение от около 16 часов до около 24 часов. В некоторых других аспектах жидкость для обслуживания ствола скважины подвергается статическому старению при температуре около 160°F в течение около 24 часов. Жидкость для обслуживания ствола скважины может иметь реологические показатели от около 3 до около 200 при температуре от около 120°F до около 150°F, атмосферном давлении и скорости вращения от 3 об/мин до 600 об/мин, в альтернативном варианте от около 3 до около 150, в альтернативном варианте от около 4 до около 100 или в альтернативном варианте от около 5 до около 90 при измерении в соответствии со стандартом испытаний API-RP-10B-2 до и после горячей прокатки и после статического старения. В одном или более аспектах жидкость для обслуживания ствола скважины имеет реологические показатели от около 3 до около 20 при температуре от около 120°F до около 150°F, атмосферном давлении и скорости вращения от 3 об/мин до 6 об/мин, в альтернативном варианте от около 3 до около 15, в альтернативном варианте от около 4 до около 15 или в альтернативном варианте от около 5 до около 15 при измерении в соответствии со стандартом испытаний API-RP-10B-2 до и после горячей прокатки и после статического старения.

В жидкости или суспензии оседание частиц именуют «оседанием». Испытание на оседание может быть выполнено для определения коэффициента оседания жидкости или суспензии. Меньший коэффициент оседания указывает на повышенную устойчивость жидкости к осаждению частиц. В некоторых аспектах жидкость для обслуживания ствола скважины имеет коэффициент оседания от около 0,50 до около 0,53 при измерении в соответствии со стандартом испытаний API-RP-13B-2, в альтернативном варианте от около 0,50 до около 0,52 или в альтернативном варианте от около 0,50 до около 0,515.

В одном или более аспектах жидкость для обслуживания ствола скважины характеризуется отделением масла в верхней части, равным или менее около 4%, исходя из общего объема жидкости для обслуживания ствола скважины в испытании на оседание после статического старения в течение около 24 часов при температуре около 160°F при измерении в соответствии со стандартом испытаний API-RP-13B-2. В альтернативном варианте отделение масла в верхней части равно или меньше около 3%, в альтернативном варианте равно или меньше около 2% или в альтернативном варианте равно или меньше около 1%.

Жидкость для обслуживания ствола скважины, раскрытая в данном документе, может иметь любую подходящую плотность, включая, но не ограничиваясь этим, в диапазоне от около 4 фунтов на галлон (фунт/галлон) до около 25 фунтов/галлон, в альтернативном варианте от около 7 фунтов/галлон до около 20 фунтов/галлон, в альтернативном варианте от около от 10 фунтов/галлон до около 20 фунтов/галлон или в альтернативном варианте от около 12 фунтов/галлон до около 18 фунтов/галлон. В одном или более аспектах плотность может быть снижена различными способами, такими как добавление полых микросфер, эластичных шариков низкой плотности или других снижающих плотность добавок, известных в данной области техники. В некоторых аспектах плотность может быть снижена во время получения жидкости для обслуживания ствола скважины перед помещением в подземный пласт.

В одном или более аспектах жидкость для обслуживания ствола скважины имеет показатели электрической стабильности от около 0 вольт до около 5 вольт, в альтернативном варианте от около 1 вольта до около 4 вольт или в альтернативном варианте от около 1 вольта до около 3 вольт. Электрическая стабильность указывает на свойства эмульсии и маслонасыщение суспензии и может быть измерена в соответствии со стандартом испытаний API-RP-13B-2.

Жидкость для обслуживания ствола скважины описанного в данном документе типа может быть получена любым подходящим способом, таким как периодическое смешивание или непрерывное смешивание. В одном или более аспектах способ включает смешивание компонентов (например, водной жидкости, масла, соединения и необязательно одной или более добавок) жидкости для обслуживания ствола скважины с использованием смесительного оборудования (например, струйного смесителя, рециркуляционного смесителя, смеситель периодического действия, гомогенизатора, смесительной головки системы подачи твердых материалов) для образования перекачиваемой суспензии (например, однородной жидкости). Например, все компоненты жидкости для обслуживания ствола скважины можно добавлять в смеситель периодического действия и перемешивать до тех пор, пока не будет достигнута целевая степень смешивания. В альтернативном варианте жидкость для обслуживания ствола скважины может быть добавлена в смеситель непрерывного действия, в котором компоненты дозируются, а продукт жидкости для обслуживания ствола скважины непрерывно отводится. Соединение может быть добавлено в виде отдельного компонента, выполняющего одну или более функций (например, эмульгатора, ингибитора коррозии), что сокращает время приготовления жидкости для обслуживания ствола скважины. Жидкость для обслуживания ствола скважины можно смешивать при повышенных температурах, чтобы облегчить смешивание компонентов и получить жидкость для обслуживания ствола скважины с целевой вязкостью и другими свойствами жидкости. Например, жидкость для обслуживания ствола скважины может быть получена при температуре от около 150°F до около 200°F, от около 150°F до около 165°F, от около 165°F до около 175°F или от 175°F до около 200°F.

В некоторых аспектах часть компонентов жидкости для обслуживания ствола скважины получена из существующей обрабатывающей жидкости, такой как обрабатывающая жидкость, добытая из той же или другой скважины. Дополнительные компоненты (например, водная жидкость, масло, соединение, одна или более добавок) могут быть добавлены к извлеченной обрабатывающей жидкости для получения жидкости для обслуживания ствола скважины, описанной в данном документе.

В аспектах жидкость для обслуживания ствола скважины используется в качестве бурового раствора. При операциях бурения жидкость для обслуживания ствола скважины может быть помещена (например, закачана) в ствол скважины. Способ обслуживания ствола скважины, проникающего в подземный пласт, может включать подачу жидкости для обслуживания ствола скважины типа, раскрытого в данном документе, и циркуляцию жидкости для обслуживания ствола скважины с поверхности (например, буровой площадки) через ствол скважины. Жидкость для обслуживания ствола скважины может циркулировать обратно на поверхность. В одном или более аспектах способ дополнительно включает углубление ствола скважины в подземном пласте при циркуляции жидкости для обслуживания ствола скважины. Жидкость для обслуживания ствола скважины может циркулировать через бурильную колонну и компоновку низа бурильной колонны. Жидкость для обслуживания ствола скважины может передавать кинетическую энергию забойному двигателю для привода бурового долота на конце компоновки низа бурильной колонны, тем самым углубляя ствол скважины.

В одном или более аспектах ствол скважины имеет статическую температуру на забое скважины (СТЗС) от около 50°F до около 300°F, в альтернативном варианте от около 50°F до около 275°F, в альтернативном варианте от около 50°F до около 250°F, в альтернативном варианте от около 50°F до около 225°F или в альтернативном варианте от около 50°F до около 200°F.

Как будет дополнительно описано на Фиг. 1 ниже, жидкость для обслуживания ствола скважины, как правило, может быть очищена и повторно использована во время операции бурения. Жидкость для обслуживания ствола скважины может быть очищена от твердых частиц и бурового шлама и повторно использована в буровой колонне. Дополнительное масло или водная жидкость могут быть добавлены в любое время в процессе обработки жидкости для увеличения или уменьшения плотности. Например, без ограничений, дополнительное количество масла или водной жидкости может быть добавлено во встроенный смеситель, в резервуары для хранения, содержащие жидкость для обслуживания ствола скважины, в буровой колодец или в любую другую точку системы обработки жидкости.

Выбуренные твердые частицы, увлекаемые жидкостью, могут быть удалены различными способами, хорошо известными в данной области техники. Вибросита с выбранным размером ячейки сетки часто являются наиболее широко используемыми инструментами разделения. Их можно дополнить центрифугами с барабанами/чашами разного размера и скоростью вращения для дальнейшего удаления мелких твердых частиц. Отделение твердых частиц с помощью этих средств позволит дополнительно использовать данную жидкость с меньшими требованиями к разбавлению жидкости для поддержания постоянной плотности.

На Фиг. 1 изображен пример буровой компоновки 100, в которой может использоваться буровой раствор 122, такой как описанная в данном документе жидкость для обслуживания ствола скважины. Следует отметить, что хотя на Фиг. 1 в целом изображена наземная буровая компоновка, принципы, описанные в данном документе, в равной степени применимы к операциям подводного бурения, в которых используются плавучие или морские платформы и буровые установки, без отклонения от объема раскрытия.

Как изображено, буровая компоновка 100 может включать буровую платформу 102, которая может поддерживать буровую вышку 104, имеющую подвижный блок 106 для подъема и опускания бурильной колонны 108, при этом бурильная колонна 108 может иметь проксимальный конец 113 и дистальный конец 111. Бурильная колонна 108 может включать, но не ограничиваться ими, бурильную трубу и гибкую трубу, как это обычно известно специалистам в данной области техники. Ведущая бурильная труба 110 может поддерживать бурильную колонну 108 по мере ее опускания через поворотный стол 112. Буровое долото 114 может быть прикреплено к дистальному концу 111 бурильной колонны 108, при этом буровое долото 114 может приводиться в движение забойным двигателем и/или вращением бурильной колонны 108 с поверхности скважины. Буровое долото 114 может включать, но не ограничиваться ими, шарошечное долото, долото их поликристаллического алмаза (ПАД), долото из природного алмаза, любые раздвижные расширители, расширители, колонковые буровые долота и т.д. Когда буровое долото 114 вращается, оно может создавать ствол скважины 116, который может проникать в различные подземные пласты 118.

Буровой раствор 122 может быть получен. Насос 120, такой как буровой насос, может циркулировать буровой раствор 122 через подающую трубу 124 и к ведущей буровой трубе 110, которая подает буровой раствор 122 в скважину через внутреннюю часть бурильной колонны 108 и через одно или более отверстий в буровом долоте 114. Затем буровой раствор 122 может циркулировать обратно на поверхность через затрубное пространство 126, образованное между бурильной колонной 108 и стенками ствола скважины 116. На поверхности рециркулируемый или отработанный буровой раствор 122 может выходить из затрубного пространства 126 и может подаваться в одну или более установок для обработки жидкости 128 через соединительный трубопровод 130. Установка(и) для обработки жидкости 128 может содержать, но не ограничиваться ими, один или более встряхивающих аппаратов, при этом встряхивающий аппарат может представлять собой вибросито, например, центрифугу, гидроциклон, сепаратор (например, магнитный и электрический сепараторы), шламоотделитель, пескоотделитель, фильтр, причем фильтр может представлять собой фильтр из диатомовой земли, например, теплообменник, и/или любое оборудование для регенерации жидкости. Установка(и) для обработки жидкости 128 может дополнительно содержать один или более датчиков, манометров, насосов, компрессоров и т.п., используемых для хранения, контроля, регулирования и/или восстановления бурового раствора 122.

После прохождения через установку(и) для обработки жидкости 128 «очищенный» буровой раствор 122 может быть помещен в ближайший накопительный колодец 132, при этом накопительный колодец может быть, например, резервуаром для бурового раствора. Несмотря на то, что проиллюстрировано расположение на выходе из ствола скважины 116 через затрубное пространство 126, специалистам в данной области техники будет понятно, что установка(и) для обработки жидкости 128 может быть расположена в любом другом месте буровой компоновки 100 для облегчения ее надлежащего функционирования, не выходя за рамки объема раскрытия. Одна или более добавок к буровому раствору могут быть добавлены к буровому раствору 122 через смесительный бункер 134, сообщающийся с накопительным колодцем 132 или иным образом гидравлически сообщающийся с ним. Смесительный бункер 134 может включать, но не ограничиваться ими, смесители и соответствующее смесительное оборудование, известное специалистам в данной области техники. В альтернативном варианте добавки к буровому раствору могут быть добавлены к буровому раствору 122 в любом другом месте буровой компоновки 100. В то время как на Фиг. 1 изображен только один накопительный колодец 132, может быть более одного накопительного колодца 132, например, несколько накопительных колодцев 132 последовательно. Кроме того, накопительный колодец 132 может представлять собой одно или более устройств для хранения жидкости и/или установок, в которых добавки к буровому раствору могут храниться, восстанавливаться и/или регулироваться перед добавлением в буровой раствор 122.

Типичные жидкости для обслуживания ствола скважины, раскрытые в данном документе, могут прямо или косвенно воздействовать на один или более компонентов или частей оборудования, связанных с подготовкой, доставкой, возвращением, рециркуляцией, повторным использованием и/или утилизацией раскрытых жидкостей для обслуживания ствола скважины. Например, раскрытые жидкости для обслуживания ствола скважины могут прямо или косвенно воздействовать на один или более смесителей, соответствующего смесительного оборудования, резервуаров для бурового раствора, устройств для хранения или установок, сепараторов состава, теплообменников, датчиков, манометров, насосов, компрессоров и т.п., используемых для создания, хранения, контроля, регулировки и/или восстановления типичных жидкостей для обслуживания ствола скважины. Кроме того, раскрытые жидкости для обслуживания ствола скважины могут также прямо или косвенно воздействовать на любое оборудование для транспортировки и доставки, используемое для транспортировки жидкостей для обслуживания ствола скважины на буровую площадку или в скважину, такое как, например, любые транспортные емкости, трубы, трубопроводы, грузовые автомобили, трубные изделия и/или трубки, используемые для перемещения композиций жидкостей для обслуживания ствола скважины из одного места в другое, любые насосы, компрессоры или двигатели, при этом двигатели могут быть верхними или забойными двигателями, например, используемые для приведения в движение жидкостей для обслуживания ствола скважины, любые клапаны или соответствующие соединения, используемые для регулирования давления или расхода жидкости для обслуживания ствола скважины, и любые датчики, такие как датчики давления или датчики температуры, манометры и/или их комбинации и т.п. Раскрытые жидкости для обслуживания ствола скважины могут также прямо или косвенно воздействовать на различное скважинное оборудование и инструменты, которые могут вступать в контакт с жидкостями для обслуживания ствола скважины, такие как, но не ограничиваясь ими, обсадная колонна ствола скважины, хвостовик скважины, колонна заканчивания, вставные колонны, бурильная колонна, гибкая труба, трос, канат, бурильная труба, утяжеленные бурильные трубы, забойные двигатели, погружные двигатели и/или насосы, цементные насосы, двигатели и/или насосы, смонтированные на поверхности, центраторы, турболизаторы, скребки, поплавки, такие как башмаки, муфты или арматура, например, каротажное оборудование и сопутствующее телеметрическое оборудование, исполнительные механизмы, такие как электромеханические устройства, например, гидромеханические устройства и т.д., скользящие муфты, эксплуатационные муфты, заглушки, экраны, фильтры, устройства регулирования расхода, например устройства регулирования притока, автономные устройства управления притоком или устройства управления оттоком, например, муфты, при этом муфты могут включать электрогидравлическое жидкостное соединение, сухое соединение или индуктивную муфту, например, линии управления, такие как электрические линии, волоконно-оптические линии или гидравлические линии, например, линии наблюдения, буровые долота и расширители, датчики или распределенные датчики, скважинные теплообменники, клапаны и соответствующие исполнительные устройства, уплотнения инструментов, пакеры, цементировочные пробки, мостовые пробки и другие устройства или компоненты изоляции ствола скважины и т.п.

В некоторых аспектах ствол скважины проходит через соляной купол. Раскрытая жидкость для обслуживания ствола скважины может иметь особые преимущества при бурении через определенные подземные пласты, такие как соляные купола. Соляной купол представляет собой диапир из соли, обычно с покрывающей его скалой. Соляные купола образуются в результате относительной плавучести соли, когда она погребена под другими типами отложений, а углеводороды обычно обнаруживаются вокруг соляных куполов. При бурении соляных куполов может возникнуть несколько проблем, включая эрозию ствола скважины и/или повреждение пласта при бурении через соляной купол и/или через глинистые сланцы выше или ниже соляного купола. Повреждение пласта может включать любой диапазон повреждений от небольшого количества вымывания или удаления материала поверхности ствола скважины, выходящего за пределы размера бурового долота, до обрушения ствола скважины включительно. Например, проблема углубления ствола скважины сквозь подземный пласт (например, соляной купол), содержащий относительно большое количество водорастворимых частиц, заключается в том, что буровой раствор на водной основе может сольватировать растворимые частицы и удалять их из пласта и поверхности ствола скважины. Затем водорастворимые вещества могут быть перемещены из ствола скважины по мере того, как буровой раствор течет обратно к поверхности ствола скважины. Соляные купола также могут вызывать катастрофические потери бурового раствора, что может помешать использованию бурового раствора на масляной или синтетической основе. Водоотдача в соляной купол может помешать дополнительной проходке, поскольку шлам не может быть эффективно удален, а из-за недостаточного охлаждения происходит чрезмерный износ долота. Потеря бурового раствора может быть дорогостоящей, поскольку для компенсации потери необходимо обеспечить дополнительный буровой раствор. В частности, в морских областях применения дополнительный буровой раствор может быть недоступен. Дополнительные проблемы существуют в глубоких скважинах, в которых гидростатическое давление бурового раствора может стать выше, чем градиент гидроразрыва подземного пласта, что приводит к преждевременному гидроразрыву подземного пласта. Как будет понятно специалисту в данной области техники, эти и другие проблемы могут быть решены с помощью описанной в данном документе жидкости для обслуживания ствола скважины. Например, жидкость для обслуживания ствола скважины может уменьшить количество удаленной соли (например, вымывание соли) и/или водоотдачу.

Также в данном документе раскрыт способ обслуживания ствола скважины, проходящего через подземный пласт. Способ может включать обеспечение жидкости для обслуживания ствола скважины, содержащей водную жидкость, масло и соединение Структуры III:

Структура III: ,

где x+y+z составляет около 85, и соединение имеет молекулярную массу от около 4500 Да до около 5500 Да. Способ может дополнительно включать циркуляцию жидкости для обслуживания ствола скважины с поверхности через ствол скважины и обратно на поверхность, и углубление ствола скважины в подземный пласт при циркуляции жидкости для обслуживания ствола скважины. В некоторых аспектах водная жидкость содержит солевой раствор, масло содержит синтетическое масло, а ствол скважины углубляется сквозь соляной купол.

Различные преимущества могут быть реализованы путем использования раскрытых далее способов и композиций. Путем введения соединения в жидкость для обслуживания ствола скважины, как описано в данном документе, можно повысить стабильность эмульсионной жидкости для обслуживания ствола скважины. Жидкость для обслуживания ствола скважины может иметь меньшую стоимость за счет уменьшения разбавления и объема отходов. Жидкость для обслуживания ствола скважины также имеет преимущества при бурении некоторых подземных пластов, таких как соляные купола, за счет снижения водоотдачи и/или вымывания солей.

ПРИМЕРЫ

Аспекты были описаны в общем; следующие примеры даны как частные аспекты раскрытия и для демонстрации практической реализации и его преимуществ. Понятно, что примеры даны в качестве иллюстрации и никоим образом не предназначены для ограничения описания или формулы изобретения.

ПРИМЕР 1

Четыре образца жидкости для обслуживания ствола скважины были приготовлены в соответствии с составом, приведенным в Таблицах 1 и 2. Компоненты добавляли в определенном порядке и в определенных количествах для получения концентраций (конц.) в фунтах на баррель (фунт/баррель) как в Таблицах 1 и 2. Существующий эмульгатор, который использовался в буровом растворе, применялся для образования контрольного/эталонного образца. Образцы 1, 2 и 3 имели тот же состав, что и эталонный образец, за исключением того, что существующий эмульгатор был заменен возрастающими количествами раскрытого в данном документе соединения. Четыре образца имели плотность 9 фунтов на галлон (фунт/галлон).

После приготовления в соответствии с Таблицей 1 каждую из первой части эталонного образца и первой части образца 1 перемешивали с помощью смесителя (перемешивание ДТП в Таблице 1, где ДГП означает «до горячей прокатки»), а затем подвергали горячей прокатке при 160°F в течение 16 часов с последующим динамическим старением. Вторая часть эталонного образца и вторая часть образца 1 подвергались статическому старению при 160°F в течение 24 часов, а затем каждая из них перемешивалась с помощью смесителя (перемешивание ПГП в Таблице 1, где ПГП означает «после горячей прокатки»).

После приготовления в соответствии с Таблицей 2 каждую из первой порции образца 2 и первой порции образца 3 перемешивали с помощью смесителя (перемешивание ДГП в Таблице 2), измеряли свойства, включая реологию, пластическую вязкость (ПВ), предел текучести (ПТ), 10-секундную прочность геля, 10-минутную прочность геля и рН, а затем подвергали горячей прокатке при 160°F в течение 16 часов с последующим динамическим старением, а затем каждую из них перемешивался с помощью смесителя Silverson® (перемешивание ПГП в Таблице 2). После перемешивания в смесителе Silverson в течение 15 минут (перемешивание ПГП в Таблице 2) каждая из первых порций образцов 2 и 3 была однородной. Вторая часть образца 2 и вторая часть образца 3 подвергались статическому старению при 160°F в течение 24 часов, а затем каждая из них перемешивалась с помощью универсального смесителя (перемешивание ПГП в Таблице 2). На Фиг. 2А и 2В изображены фотографии образцов 2 и 3 после горячей прокатки и изображено полное отделение масла, соответственно. На Фиг. 3А и 3В изображены фотографии образцов 2 и 3 после статического старения (ПСС) и изображено отсутствие отделения масла в верхней части.

Свойства, включая реологию, пластическую вязкость (ПВ), предел текучести (ПТ), 10-секундную прочность геля, 10-минутную прочность геля и рН, затем измеряли для каждой из частей эталонного образца и образцов 1-3. Для частей образцов, подвергшихся динамическому старению и статическому старению, соответственно, были проведены испытание на водоотдачу по API и испытание на оседание. Результаты в Таблицах 1 и 2 продемонстрировали, что соединение по данному описанию может работать в качестве эмульгатора для образцов 1-3 жидкости для обслуживания ствола скважины. Показатели реологии при 3 и 6 об/мин и предел текучести образцов 1-3 были равны или превышали показатели эталонного образца, соответственно. Объемы масла в фильтрате по API (т.е. объем фильтрата в миллилитрах через 30 минут в испытании на водоотдачу (ВО) по API) образцов 1-3 были меньше, чем у эталонного образца. Объемы и проценты отделения масла в верхней части образцов 1-3 были меньше, чем у эталонного образца, соответственно. Каждый из образцов 1-3 имел коэффициент оседания меньше, чем у эталонного образца. Технические условия для пластической вязкости составляют как можно ниже (КМН). Таблица 3 является кратким изложением сравнения, рассмотренного выше.

ДОПОЛНИТЕЛЬНОЕ РАСКРЫТИЕ

Следующее предоставлено в качестве дополнительного раскрытия для комбинаций признаков и вариантов реализации данного раскрытия.

Первый вариант реализации относится к жидкости для обслуживания ствола скважины, представляющей собой эмульсию масло-в-воде, содержащую водную жидкость, масло в количестве от 1 до 40 об. % от общего объема жидкости для обслуживания ствола скважины и в качестве эмульгатора и ингибитора коррозии и/или сланцев в количестве от 0,5 до 10 фунтов на баррель соединение Структуры III:

Структура III: ,

где x+y+z составляет 85, и соединение имеет молекулярную массу от 4500 Да до 5500 Да.

Второй вариант реализации относится к жидкости для обслуживания ствола скважины по первому варианту реализации, где масло выбрано из группы, состоящей из алканов, олефинов, алкинов, ароматических углеводородов, таллового масла, сырой нефти, легкого газойля, сложноэфирного синтетического масла, дизельного топлива, циклоалкана, сжиженного нефтяного газа, керосина, газойля, мазута, парафинового масла, минерального масла, рафинированного масла, низкотоксичного минерального масла, сложного эфира, амида, синтетического масла, полидиорганосилоксана, силоксана, органосилоксана, эфира, диалкилкарбоната, растительного масла, биодизеля, возобновляемого дизельного топлива и их комбинаций.

Третий вариант реализации относится к жидкости для обслуживания ствола скважины по первому варианту реализации, имеющей общую водоотдачу от 0 до 20 мл за 30 минут.

Четвертый вариант реализации относится к жидкости для обслуживания ствола скважины по третьему варианту реализации, где общая водоотдача включает слой масла в количестве от 0 до 10 мл за 30 минут.

Пятый вариант реализации относится к жидкости для обслуживания ствола скважины по первому варианту реализации, имеющей коэффициент оседания от 0,50 до 0,53.

Шестой вариант реализации относится к жидкости для обслуживания ствола скважины по первому варианту реализации, имеющей отделение масла в верхней части, равное или менее 4%, исходя из общего объема жидкости для обслуживания ствола скважины в испытании на оседание после статического старения в течение около 24 часов при температуре около 160°F.

Седьмой вариант реализации относится к жидкости для обслуживания ствола скважины по первому варианту реализации, имеющей показатели электрической стабильности от 0 вольт до 5 вольт.

Хотя были показаны и описаны варианты реализации, их модификации могут быть выполнены специалистом в данной области техники без отклонения от сущности и идей данного изобретения. Описанные в данном документе варианты реализации приведены только в качестве примера и не предназначены для ограничения. Возможны многие варианты и модификации раскрытого в данном документе раскрытия, которые находятся в пределах объема данного изобретения. Если числовые диапазоны или ограничения указаны явно, следует понимать, что такие явные диапазоны или ограничения включают повторяющиеся диапазоны или ограничения аналогичной величины, попадающие в явно указанные диапазоны или ограничения (например, диапазон от около 1 до около 10 включает 2, 3, 4 и т.д.; более 0,10 включает 0,11, 0,12, 0,13 и т.д.). Например, всякий раз, когда раскрывается числовой диапазон с нижним пределом, R_L, и верхним пределом, R_U, конкретно раскрывается любое число, попадающее в данный диапазон. В частности, конкретно раскрываются следующие числа в пределах диапазона: R=R_L+k* (R_U-R_L), где k представляет собой переменную в диапазоне от 1 процента до 100 процентов с шагом 1 процент, т.е. k составляет 1 процент, 2 процента, 3 процента, 4 процента, 5 процентов, …, 50 процентов, 51 процент, 52 процента, …, 95 процентов, 96 процентов, 97 процентов, 98 процентов, 99 процентов или 100 процентов. Кроме того, также конкретно раскрывается любой числовой диапазон, определяемый двумя числами R, как определено выше. Когда признак описывается как «необязательный», раскрываются как варианты реализации с этим признаком, так и варианты реализации без этого признака. Аналогично, в данном раскрытии рассматриваются варианты реализации, в которых этот признак требуется, и варианты реализации, в которых этот признак специально исключен. Предполагается, что обе альтернативы входят в объем формулы изобретения. Использование более широких терминов, таких как «содержит», «включает», «имеющий» и т.д., следует понимать как поддержку более узких терминов, таких как «состоящий из», «состоящий по существу из», «составленный по существу из» и т.д.

Соответственно, объем защиты не ограничивается приведенным выше описанием, а ограничивается только нижеследующей формулой изобретения, которая включает все эквиваленты объекта формулы изобретения. Все без исключения пункты формулы изобретения включены в описание как вариант реализации данного изобретения. Таким образом, формула изобретения является дополнительным описанием и дополнением к вариантам реализации данного изобретения.

Изобретение относится к жидкости для обслуживания ствола скважины, представляющей собой эмульсию масло-в-воде, которая может быть использована в качестве бурового раствора в способе обслуживания ствола скважины. Технический результат - повышение стабильности эмульсии, уменьшение разбавления и объема отходов, уменьшение водоотдачи и/или вымывания солей при бурении через подземные пласты, такие как соляные купола. Жидкость для обслуживания ствола скважины, представляющая собой эмульсию масло-в-воде, содержит водную жидкость, масло в количестве от 1 до 40 об. % от общего объема жидкости для обслуживания ствола скважины и в качестве эмульгатора и ингибитора коррозии и/или сланцев в количестве от 0,5 до 10 фунтов на баррель соединение следующей структуры: , где x+y+z составляет 85, и соединение имеет молекулярную массу от 4500 Да до 5500 Да. 6 з.п. ф-лы, 5 ил., 3 табл., 1 пр.

1. Жидкость для обслуживания ствола скважины, представляющая собой эмульсию масло-в-воде, содержащую водную жидкость, масло в количестве от 1 до 40 об. % от общего объема жидкости для обслуживания ствола скважины и в качестве эмульгатора и ингибитора коррозии и/или сланцев в количестве от 0,5 до 10 фунтов на баррель соединение Структуры III:

,

где x+y+z составляет 85, и соединение имеет молекулярную массу от 4500 Да до 5500 Да.

2. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что масло выбрано из группы, состоящей из алканов, олефинов, алкинов, ароматических углеводородов, таллового масла, сырой нефти, легкого газойля, сложноэфирного синтетического масла, дизельного топлива, циклоалкана, сжиженного нефтяного газа, керосина, газойля, мазута, парафинового масла, минерального масла, рафинированного масла, низкотоксичного минерального масла, сложного эфира, амида, синтетического масла, полидиорганосилоксана, силоксана, органосилоксана, эфира, диалкилкарбоната, растительного масла, биодизеля, возобновляемого дизельного топлива и их комбинаций.

3. Жидкость по п. 1, имеющая общую водоотдачу от 0 до 20 мл за 30 минут.

4. Жидкость по п. 3, отличающаяся тем, что общая водоотдача включает слой масла в количестве от 0 до 10 мл за 30 минут.

5. Жидкость по п. 1, имеющая коэффициент оседания от 0,50 до 0,53.

6. Жидкость по п. 1, имеющая отделение масла в верхней части, равное или менее 4% исходя из общего объема жидкости для обслуживания ствола скважины в испытании на оседание после статического старения в течение около 24 часов при температуре около 160°F.

7. Жидкость по п. 1, имеющая показатели электрической стабильности от 0 вольт до 5 вольт.