RU2766110C2

RU2766110C2 - Флюиды и способы снижения оседания и увеличения стабильности эмульсии

Info

Publication number: RU2766110C2
Application number: RU2019130054A
Authority: RU
Inventors: Стефен Клифф; Стивен Янг; Марио БУГЕТТА; Димитрий М. ХРАМОВ
Original assignee: Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date: 2017-02-26
Filing date: 2018-02-26
Publication date: 2022-02-08
Also published as: AU2018224831A1; EP3585858A4; BR112019017731A8; WO2018157076A1; WO2018157077A1; MX2019010146A; US11555138B2; US20180244976A1; GB201912094D0; MX2019010147A; US20200231860A1; EP3585858A1; GB2573955B; BR112019017731A2; US11708518B2; RU2019130054A; US20180244975A1; GB2573955A; SA519402534B1; RU2019130054A3

Abstract

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.

Description

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 футов ²	13	9	37		27	16	17	7	14	24	47	20	27	15	24
10-минутный гель, фунтов/100 футов ²	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 футов ²	10	12	9	7	7	15	28	11	11	12	28	52	18	20	23
10-минутный гель, фунтов/100 футов ²	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 футов ²	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 футов ²	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
CaCl ₂	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 футов ²				50	9	6	8	9	14	6	7	7
10-минутный гель, фунтов/100 футов ²				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.

Claims

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;

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;

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.