EA 023741B1 20160729 Номер и дата охранного документа [PDF] EAPO2016\PDF/023741 Полный текст описания [**] EA201390139 20110720 Регистрационный номер и дата заявки US12/804,342 20100720 Регистрационные номера и даты приоритетных заявок GB2011/001088 Номер международной заявки (PCT) WO2012/010837 20120126 Номер публикации международной заявки (PCT) EAB1 Код вида документа [PDF] eab21607 Номер бюллетеня [GIF] EAB1\00000023\741BS000#(944:629) Основной чертеж [**] СПОСОБ БУРЕНИЯ ПОДЗЕМНЫХ СКВАЖИН С БУРОВЫМ РАСТВОРОМ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ И КОМПОЗИЦИЯ БИОРАЗЛАГАЕМОГО РАЗБАВИТЕЛЯ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ Название документа [8] C09K 8/035, [8] C09K 8/24, [8] C09K 8/508 Индексы МПК [US] Нзеадибе Кингсли Ихуесе, [US] Перес Грегори Пол Сведения об авторах [US] ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ ИНК. Сведения о патентообладателях [US] ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ ИНК. Сведения о заявителях
 

Патентная документация ЕАПВ

 
Запрос:  ea000023741b*\id

больше ...

Термины запроса в документе

Реферат

[RU]

1. Буровой раствор, включающий водную основу и добавку, которая представляет собой разбавитель, содержащий сополимер на основе полиамида, имеющий по меньшей мере одну привитую боковую цепь, образованную из этиленовых ненасыщенных соединений, при этом буровой раствор имеет значение pH, составляющее от 8,0 до 10,5.

2. Буровой раствор, включающий водную основу и добавку, которая представляет собой дефлокулянт, содержащий сополимер на основе полиамида, имеющий по меньшей мере одну привитую боковую цепь, образованную из этиленовых ненасыщенных соединений, где буровой раствор имеет значение pH, составляющее от 8,0 до 10,5.

3. Буровой раствор по п.1 или 2, отличающийся тем, что он свободен от тяжелых металлов.

4. Буровой раствор по любому предшествующему пункту, где водная основа представляет собой пресную воду или соленую воду.

5. Буровой раствор по любому предшествующему пункту, где добавка включает привитой сополимер акриловой кислоты и акрилоамидопропансульфоната на желатине.

6. Буровой раствор по любому предшествующему пункту, отличающийся тем, что он имеет значение pH, составляющее от 8,0 до 8,5.

7. Буровой раствор по любому предшествующему пункту, отличающийся тем, что он включает от 2 до 8 фунтов на баррель сополимера (от 0,9 до 3,6 кг на 0,16 м 3 сополимера).

8. Способ разбавления бурового раствора на водной основе, включающий введение в раствор добавки, содержащей сополимер на основе полиамида, имеющий по меньшей мере одну привитую боковую цепь, образованную из этиленовых ненасыщенных соединений; и регулирование кислотности раствора так, чтобы его значение pH составляло от 8,0 до 10,5.

9. Способ диспергирования бурового раствора на водной основе, включающий введение в раствор добавки, содержащей сополимер на основе полиамида, имеющий по меньшей мере одну привитую боковую цепь, образованную из этиленовых ненасыщенных соединений; и регулирование кислотности раствора так, чтобы его значение pH составляло от 8,0 до 10,5.

10. Способ дефлокуляции бурового раствора на водной основе, включающий введение в раствор добавки, содержащей сополимер на основе полиамида, имеющий по меньшей мере одну привитую боковую цепь, образованную из этиленовых ненасыщенных соединений; и регулирование кислотности раствора так, чтобы его значение pH составляло от 8,0 до 10,5.

11. Способ по любому из пп.8-10, где добавка включает привитой сополимер акриловой кислоты и акрилоамидопропансульфоната на желатине.

12. Способ по любому из пп.8-11, где буровой раствор имеет значение pH, составляющее от 8,0 до 8,5.

13. Применение бурового раствора по любому из пп.1-7 в способе для осуществления операции бурения в содержащем углеводороды подземном пласте, имеющем гидрофильные пласты и температуру, составляющую от 40°F (4,4°C) до 400°F (204°C), где способ включает: приготовление бурового раствора; бурение подземного пласта с раствором, поддерживающим устойчивость без повреждения или разбухания гидрофильных пластов.

14. Применение по п.13, где операция бурения включает бурение скважины и/или бурение по меньшей мере через одну продуктивную зону в пласте.

15. Применение по п.13 или 14, где операция бурения включает заканчивание буровой скважины и/или спуск обсадной колонны, цементирование буровой скважины и/или стабилизацию буровой скважины.


Полный текст патента

(57) Реферат / Формула:

1. Буровой раствор, включающий водную основу и добавку, которая представляет собой разбавитель, содержащий сополимер на основе полиамида, имеющий по меньшей мере одну привитую боковую цепь, образованную из этиленовых ненасыщенных соединений, при этом буровой раствор имеет значение pH, составляющее от 8,0 до 10,5.

2. Буровой раствор, включающий водную основу и добавку, которая представляет собой дефлокулянт, содержащий сополимер на основе полиамида, имеющий по меньшей мере одну привитую боковую цепь, образованную из этиленовых ненасыщенных соединений, где буровой раствор имеет значение pH, составляющее от 8,0 до 10,5.

3. Буровой раствор по п.1 или 2, отличающийся тем, что он свободен от тяжелых металлов.

4. Буровой раствор по любому предшествующему пункту, где водная основа представляет собой пресную воду или соленую воду.

5. Буровой раствор по любому предшествующему пункту, где добавка включает привитой сополимер акриловой кислоты и акрилоамидопропансульфоната на желатине.

6. Буровой раствор по любому предшествующему пункту, отличающийся тем, что он имеет значение pH, составляющее от 8,0 до 8,5.

7. Буровой раствор по любому предшествующему пункту, отличающийся тем, что он включает от 2 до 8 фунтов на баррель сополимера (от 0,9 до 3,6 кг на 0,16 м 3 сополимера).

8. Способ разбавления бурового раствора на водной основе, включающий введение в раствор добавки, содержащей сополимер на основе полиамида, имеющий по меньшей мере одну привитую боковую цепь, образованную из этиленовых ненасыщенных соединений; и регулирование кислотности раствора так, чтобы его значение pH составляло от 8,0 до 10,5.

9. Способ диспергирования бурового раствора на водной основе, включающий введение в раствор добавки, содержащей сополимер на основе полиамида, имеющий по меньшей мере одну привитую боковую цепь, образованную из этиленовых ненасыщенных соединений; и регулирование кислотности раствора так, чтобы его значение pH составляло от 8,0 до 10,5.

10. Способ дефлокуляции бурового раствора на водной основе, включающий введение в раствор добавки, содержащей сополимер на основе полиамида, имеющий по меньшей мере одну привитую боковую цепь, образованную из этиленовых ненасыщенных соединений; и регулирование кислотности раствора так, чтобы его значение pH составляло от 8,0 до 10,5.

11. Способ по любому из пп.8-10, где добавка включает привитой сополимер акриловой кислоты и акрилоамидопропансульфоната на желатине.

12. Способ по любому из пп.8-11, где буровой раствор имеет значение pH, составляющее от 8,0 до 8,5.

13. Применение бурового раствора по любому из пп.1-7 в способе для осуществления операции бурения в содержащем углеводороды подземном пласте, имеющем гидрофильные пласты и температуру, составляющую от 40°F (4,4°C) до 400°F (204°C), где способ включает: приготовление бурового раствора; бурение подземного пласта с раствором, поддерживающим устойчивость без повреждения или разбухания гидрофильных пластов.

14. Применение по п.13, где операция бурения включает бурение скважины и/или бурение по меньшей мере через одну продуктивную зону в пласте.

15. Применение по п.13 или 14, где операция бурения включает заканчивание буровой скважины и/или спуск обсадной колонны, цементирование буровой скважины и/или стабилизацию буровой скважины.


Евразийское 023741 (13) B1
патентное
ведомство
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ
(45) Дата публикации и выдачи патента 2016.07.29
(21) Номер заявки 201390139
(22) Дата подачи заявки
2011.07.20
(51) Int. Cl.
C09K 8/035 (2006.01) C09K 8/24 (2006.01) C09K 8/508 (2006.01)
(54) СПОСОБ БУРЕНИЯ ПОДЗЕМНЫХ СКВАЖИН С БУРОВЫМ РАСТВОРОМ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ И КОМПОЗИЦИЯ БИОРАЗЛАГАЕМОГО РАЗБАВИТЕЛЯ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ
(31) 12/804,342
(32) 2010.07.20
(33) US
(43) 2013.07.30
(86) PCT/GB2011/001088
(87) WO 2012/010837 2012.01.26
(71) (73) Заявитель и патентовладелец:
ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ ИНК. (US)
(72) Изобретатель:
Нзеадибе Кингсли Ихуесе, Перес Грегори Пол (US)
(74) Представитель:
Медведев В.Н. (RU) (56) EP-A2-0194889
WO-A1-2009019050 WO-A1-2008019987
JOHN H. DUFFUS: "Heavy metals" a meaningless term?", PURE AND APPLIED CHEMISTRY, vol. 74, no. 5, 1 January 2002 (2002-01-01), pages 793-807, XP000002659234, Retrieved from the Internet: URL:http://www.iupac.org/publications/ pac/2002/pdf/7405x0793.pdf> , the whole document
(57) Описана ингибирующая система содержащего полимер бурового раствора на водной основе и способ применения системы в бурении и стабилизации буровых скважин применительно к гидрофильным пластам в качестве альтернативы буровым растворам на углеводородной основе. Система включает основу из пресной воды или соленой воды, разбавленную или диспергированную водорастворимым биоразлагаемым сополимером на основе полиамида, имеющим по меньшей мере одну привитую боковую цепь, образованную из этиленовых ненасыщенных соединений. Эта система является эффективной и имеет устойчивые реологические свойства в широком интервале значений рН, даже почти при нейтральном pH 8,0. Буровые растворы не содержат тяжелых металлов и являются реологически устойчивыми к загрязнителям, таким как цемент, ангидрит и натрий, и высоким температурам вплоть приблизительно до 400°F (204°C).
Настоящее изобретение относится к регулированию реологических свойств и/или вязкости систем промывочных растворов на водной основе. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способам и композициям для разбавления и дефлокуляции растворов на водной основе, используемых в бурении скважин и других скважинных операциях в подземных пластах, особенно в подземных пластах, содержащих нефть и/или газ. Настоящее изобретение также относится к разбавителю и/или диспергатору бурового раствора, имеющему повышенную теплостойкость, свойства диспергирования и устойчивость к "твердым примесям".
Буровой раствор или промывочный раствор представляет собой раствор, который специально предназначен для циркуляции через скважину во время бурения скважины, чтобы упростить операции бурения. Разнообразные функции бурового раствора включают удаление обломков выбуренной породы или твердых частиц из буровой скважины, охлаждение и смазку бурового долота, содействие в опоре буровой трубы и бурового долота и обеспечение гидростатического напора для сохранения целостности стенок буровой скважины и предотвращения неуправляемого фонтанирования скважины. Определенные системы буровых растворов выбирают для оптимизации операций бурения в соответствии с характеристиками конкретного геологического пласта.
Чтобы буровой раствор выполнял свои функции, он должен иметь определенные желательные физические свойства. Раствор должен иметь такую вязкость, чтобы он мог быстро перекачиваться и легко циркулировать за счет перекачивания при давлениях, обычно используемых в операциях бурения, без излишних перепадов давления. Раствор должен быть достаточно тиксотропным, чтобы образовывать суспензию обломков выбуренной породы в скважине, когда прекращается циркуляция раствора. Раствор должен выделять обломки выбуренной породы из суспензии при перемешивании в отстойных резервуарах. Он должен предпочтительно образовывать тонкую непроницаемую глинистую корку на стенках ствола скважины, чтобы предотвращать потерю жидкости из бурового раствора путем фильтрации в пласты. Такая глинистая корка эффективно герметизирует стенки ствола скважины, препятствуя любой склонности к обрушению стенок, вспучиванию или обвалу породы в скважину. Кроме того, состав раствора должен предпочтительно быть таким, чтобы обломки, образующиеся во время бурения скважины, можно было переводить в суспензию, поглощать или переводить в раствор, не влияя на физические свойства бурового раствора.
Большинство буровых растворов, используемых для бурения в нефтегазовой промышленности, представляют собой промывочные растворы на водной основе. Такие промывочные растворы, как правило, включают водную основу, представляющую собой пресную воду или соляной раствор, и реагенты или добавки для регулирования суспензии, массы или плотности, гидрофобности, потери раствора или фильтрации, а также регулирования реологических свойств. Регулирование вязкости промывочных растворов на водной основе или систем промывочных растворов традиционно осуществляли, используя лигносульфонатные дефлокулянты и/или разбавители. Считается, что такие низкомолекулярные высоко-сульфонированные полимеры способствуют приданию глиняным опорам в подземном пласте долгосрочного или фактически постоянного отрицательного заряда. Некоторый щелочной материал, такой как, например, гидроксид натрия или карбонат калия, как правило, добавляют для достижения значения pH, составляющего от приблизительно 9,5 до приблизительно 10. Считается, что такая кислотность среды способствует растворимости и активации части (частей) молекул лигносульфонатов, которые взаимодействуют с глиной. Считается, что эти части представляют собой карбоксилатные и фенолятные группы лигносульфоната.
Лигносульфонаты получают из побочных продуктов способа с использованием отработанной кислоты, применяемого для отделения целлюлозы от древесины в целлюлозно-бумажной промышленности. В последние годы целлюлозно-бумажная промышленность начала отказываться от способа с использованием отработанной кислоты в пользу другого способа, в котором не образуется лигносульфонат в качестве побочного продукта. Следовательно, в производстве буровых растворов стали прилагать усилия по поиску замены лигносульфонатам в буровых растворах. Кроме того, все более возрастают заинтересованность и потребность в дефлокулянтах и/или разбавителях, которые способны работать при меньших значениях pH, составляющих от приблизительно 8 до приблизительно 8,5, в промывочных растворах на основе пресной воды и соленой воды и при повышенных температурах, составляющих вплоть до приблизительно 450°F (230°C), в то же время предпочтительно являясь совместимыми с окружающей средой.
Настоящее изобретение предлагает усовершенствованные способы бурения скважин в подземных пластах с использованием буровых растворов на водной основе и композиции для использования в таких способах. Настоящее изобретение предлагает альтернативу буровым растворам на углеводородной основе и способам, использующим буровые растворы на углеводородной основе. При использовании в настоящем документе термин "бурение" или "бурение скважин" следует понимать в более широком смысле буровых или скважинных операций, которые включают спуск обсадной колонны и цементирование, а также бурение, если определенно не указаны другие условия.
Согласно одному аспекту настоящего изобретения предложен буровой раствор, включающий водную основу и добавку, содержащую сополимер на основе полиамида, имеющий по меньшей мере одну
привитую боковую цепь, образованную из этиленовых ненасыщенных соединений, где буровой раствор имеет значение pH, составляющее от приблизительно 8,0 до приблизительно 10,5. Буровые растворы по настоящему изобретению могут включать водную основу и водорастворимый биоразлагаемый разбави-тель/дефлокулянт, содержащий сополимер на основе полиамида, имеющий по меньшей мере одну привитую боковую цепь, образованную из этиленовых ненасыщенных соединений. В одном варианте осуществления композиция разбавитель/дефлокулянт по настоящему изобретению включает привитой сополимер акриловой кислоты и акрилоамидопропансульфоната (AMPS) на желатине. Данный разбави-тель/дефлокулянт для использования в настоящем изобретении обладает гибкостью применения и растворимостью в буровом растворе на основе пресной воды, а также в буровом растворе на основе соленой воды (соляном растворе) и является эффективным даже при близких к нейтральным значениях pH, составляющих от приблизительно 8,0 до приблизительно 8,5, хотя эффективность все же увеличивается при более высоких значениях pH, составляющих вплоть до приблизительно 10,5.
Буровые растворы по настоящему изобретению обеспечивают преимущество по сравнению с растворами предшествующего уровня техники, в которых используются лигносульфонатные разбавители, заключающееся в том, что растворы по настоящему изобретению сохраняют удовлетворительные реологические свойства для бурения при температурах, составляющих вплоть до 400-450°F (204-230°С), и при этом остаются также полезными и при низких температурах, включая температуры, составляющие лишь приблизительно 40°F (4,4°C). Кроме того, разбавитель/дефлокулянт, используемый в настоящем изобретении, как правило, не содержит хрома, который обычно используется с лигносульфонатными разбавителями предшествующего уровня техники, и, таким образом, настоящее изобретение можно считать более благоприятным в экологическом отношении или более совместимым с окружающей средой, чем изобретения предшествующего уровня техники.
Согласно еще одному аспекту настоящего изобретения предложен способ разбавления, диспергирования или дефлокуляции бурового раствора на водной основе, включающий введение в раствор добавки, содержащей сополимер на основе полиамида, имеющий по меньшей мере одну привитую боковую цепь, образованную из этиленовых ненасыщенных соединений, и регулирование кислотности раствора так, чтобы его значение pH составляло от приблизительно 8,0 до приблизительно 10,5.
Согласно следующему аспекту настоящего изобретения предложено использование бурового раствора в способе осуществления операций бурения в содержащем углеводороды подземном пласте, имеющем гидрофильные пласты и температуру, составляющую от приблизительно 4 0°F (4,4°C) до приблизительно 400°F (204°C), где способ включает приготовление бурового раствора и бурение в подземном пласте, причем раствор сохраняет устойчивость без повреждения или разбухания гидрофильных пластов.
Способы по настоящему изобретению включают способ бурения скважины в подземном пласте с использованием бурового раствора на водной основе, содержащего обсуждаемый выше разбави-тель/дефлокулянт, и способ разбавления или диспергирования бурового раствора на водной основе с использованием такого разбавителя/дефлокулянта. Предпочтительно операция бурения включает бурение скважины и/или бурение по меньшей мере через одну продуктивную зону в содержащем углеводороды подземном пласте. Операция бурения может включать заканчивание буровой скважины. Операция бурения может включать спуск обсадной колонны и цементирование буровой скважины. Операция бурения может включать стабилизацию буровой скважины.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет графики зависимости предельного динамического напряжения сдвига от концентрации для диспергатора/разбавителя по настоящему изобретению по сравнению с феррохромлигно-сульфонатом в качестве разбавителя в буровом растворе на основе гипсовой/соленой воды, содержащем 22 фунта на баррель (10 кг/0,16 м3) AQUAGEL и 66 фунтов на баррель (30 кг/0,16 м3) Rev Dust, после горячей прокатки при 150°F (65,6°C) в интервале pH от 9,2 до 10.
Фиг. 2 представляет графики зависимости предельного динамического напряжения сдвига от концентрации для разбавителя по настоящему изобретению по сравнению с феррохромлигносульфонатом в качестве разбавителя в буровом растворе на основе пресной воды, содержащем 66 фунтов на баррель (30 кг/0,16 м3) Rev Dust и 22 фунта на баррель (10 кг/0,16 м3) суспензии бентонита, после горячей прокатки при 300°F (149°C).
Фиг. 3 представляет графики зависимости предельного динамического напряжения сдвига от pH для разбавителя по настоящему изобретению по сравнению с феррохромлигносульфонатом в качестве разбавителя в буровом растворе на основе пресной воды, содержащем 5 фунтов на баррель (2,3 кг/0,16 м3) разбавителей, 66 фунтов на баррель (30 кг/0,16 м3) Rev Dust и 22 фунта на баррель (10 кг/0,16 м3) суспензии бентонита, после горячей прокатки при 300°F (149°C).
Фиг. 4 представляет графики зависимости предельного статического напряжения сдвига от pH для разбавителя по настоящему изобретению по сравнению с феррохромлигносульфонатом и не содержащего хрома лигносульфонатного разбавителя в буровом растворе на основе пресной воды, содержащем 5 фунтов на баррель (2,3 кг/0,16 м3) разбавителей, после горячей прокатки при 300°F (149°С).
Фиг. 5 представляет гистограммы сравнения предельного динамического напряжения сдвига имеющих плотность 16 фунтов на галлон (7,3 кг/3,8-10-3 м3) образцов бурового раствора на водной основе, не
содержащего разбавителя, содержащего 5 фунтов на баррель (2,3 кг/0,16 м3, 100% активного вещества) феррохромлигносульфоната в качестве разбавителя и содержащего 5 фунтов на баррель (2,3 кг/0,16 м3, 100% активного вещества) разбавителя по настоящему изобретению, после горячей прокатки при 300°F
(149°C).
Фиг. 6 представляет гистограммы сравнения предельного динамического напряжения сдвига имеющих плотность 14 фунтов на галлон (6,4 кг/3,8-10-3 м3) образцов бурового раствора на водной основе, не содержащего разбавителя, содержащего 5 фунтов на баррель (2,3 кг/0,16 м3, 100% активного вещества) феррохромлигносульфоната в качестве разбавителя и содержащего 5 фунтов на баррель (2,3 кг/0,16 м3, 100% активного вещества) разбавителя по настоящему изобретению, после горячей прокатки при 300°F
(149°С) и после горячей прокатки при 400°F (204°C).
Фиг. 7 представляет гистограммы сравнения относительной фильтрации по API имеющих плотность 14 фунтов на галлон (6,4 кг/3,8-10-3 м3) образцов бурового раствора на основе пресной воды, содержащего 5 фунтов на баррель (2,3 кг/0,16 м3, 100% активного вещества) феррохромлигносульфоната в качестве разбавителя или 5 фунтов на баррель (2,3 кг/0,16 м3, 100% активного вещества) разбавителя по настоящему изобретению.
В способах по настоящему изобретению бурение сланцев и морских гидрофильных пластов можно осуществлять, используя буровой раствор на водной основе, который позволяет регулировать реологические свойства и поддерживать устойчивость буровой скважины, даже если скважина пронизывает смек-титы, иллиты и глины со смешанными слоями и даже если температура скважины превышает приблизительно 350°F (177°C) и достигает приблизительно 400°F (204°C) или более высокого уровня.
Настоящее изобретение предлагает разбавители/дефлокулянты, которые обеспечивают разбавление систем буровых растворов или промывочных растворов на водной основе на сопоставимом или более высоком уровне, чем лигносульфонатные дефлокулянты и/или разбавители предшествующего уровня техники, осуществляя при этом указанное разбавление при меньших, т.е. менее щелочных значениях pH, а именно составляющих приблизительно от 8,0 до 8,5, чем лигносульфонатные дефлокулянты и/или разбавители предшествующего уровня техники. Кроме того, такие разбавители/дефлокулянты по настоящему изобретению или для использования в нем предпочтительно обладают преимуществом отсутствия элементов группы переходных металлов (т.е. тяжелых металлов, таких как хром и кадмий), и их считают более благоприятными для окружающей среды, чем дефлокулянты/разбавители предшествующего уровня техники, содержащие такие тяжелые металлы. Кроме того, разбавители/дефлокулянты могут быть эффективными для разбавления или диспергирования буровых растворов на водной основе при высоких температурах и в относительно широком интервале значений pH (от приблизительно 8,0 до приблизительно 10,5), а также могут быть устойчивыми к загрязнителям, таким как цемент, ангидрит и натрий, а также к твердым частицам выбуренной породы.
Разбавители/дефлокулянты по настоящему изобретению или для использования в нем включают биоразлагаемый сополимер на основе полиамида, имеющий по меньшей мере одну привитую боковую цепь, образованную из этиленовых ненасыщенных соединений. Один вариант осуществления таких раз-бавителей/дефлокулянтов подробно описали Martin Matzinger et al. в международной патентной заявке WO 2008/019987 А1, озаглавленной "Water-Soluble and Biodegradable Copolymers on a Polyamide Basis and Use Thereof", которая включена путем ссылки в настоящий документ. В этой публикации описаны сополимеры, содержащие в качестве полиамидного компонента природные полиамиды, в частности в форме казеинов, желатинов, коллагенов, костных клеев, кровяных альбуминов и соевых белков, или синтетические полиамиды, в частности полиаспарагиновые кислоты или сополимеры аспарагиновой и глу-таминовой кислоты. Кроме того, в этой публикации описаны сополимеры, включающие винилсодержа-щие соединения в их О, S, Р и N формах в качестве этиленового ненасыщенного компонента. В различных вариантах осуществления такой сополимер может иметь молекулярную массу, составляющую более чем 5000, более чем 10000, более чем 20000, более чем 50000 г/моль, хотя согласно этой публикации на молекулярную массу сополимеров не распространяются никакие ограничения. В одном варианте осуществления разбавитель/дефлокулянт содержит привитой сополимер акриловой кислоты и AMPS на желатине. Без намерения ограничиваться теорией, считается, что функциональные группы AMPS придают повышенную теплостойкость и улучшенную работоспособность в более широком интервале значений
pH.
Разбавители/дефлокулянты для использования в настоящем изобретении могут обладать высокой эффективностью разбавления, а также могут быть способными снижать эффект флокуляции электролита (соли) в растворах на водной основе даже при температурах вплоть до 400°F (204°C) или выше.
Разбавители/дефлокулянты обеспечивают разбавление и/или дефлокуляцию в солевых растворах на водной основе и в растворах на основе пресной воды, и их считают полезными и легкорастворимыми в любом буровом растворе на водной основе, подходящем для использования в буровых или скважинных операциях в подземном пласте, в частности для обнаружения и/или добычи нефти и/или газа. Такие буровые растворы предпочтительно не содержат хрома (или других аналогичных тяжелые металлов). В одном варианте осуществления буровые растворы имеют значение pH, составляющее от приблизительно
8,0 до приблизительно 8,5, хотя разбавители/дефлокулянты по настоящему изобретению или для использования в нем обеспечивают разбавление и/или дефлокуляцию в интервале значений pH от приблизительно 8,0 до приблизительно 10,5.
В одном варианте осуществления буровой раствор по настоящему изобретению включает вышеупомянутый разбавитель или дефлокулянт в таком количестве, что он разбавляет данный буровой раствор настолько, насколько это требуется в условиях, в которых будет использован данный раствор.
В способе бурения скважины в подземном пласте по настоящему изобретению используют буровой раствор на водной основе по настоящему изобретению, содержащий разбавитель или дефлокулянт по настоящему изобретению. В одном варианте осуществления разбавитель или дефлокулянт используют в среде, где значение pH составляет от приблизительно 8,0 до приблизительно 8,5. В еще одном варианте осуществления значение pH может составлять вплоть до 10,5 или находиться в интервале от 8,0 до 10,5. В одном варианте осуществления буровой раствор содержит соляной раствор в качестве основы, и в еще одном варианте осуществления буровой раствор содержит пресную воду в качестве основы. Подземный пласт может иметь температуру, составляющую лишь 40°F (4,4°С) или вплоть до 400°F (204°C), или некоторую промежуточную температуру.
Следующие эксперименты и примеры представляют собой иллюстрации преимуществ настоящего изобретения.
Экспериментальная часть
Образцы бурового раствора готовили согласно процедурам испытаний в практическом руководстве API 13J, которое известно обычным специалистам в данной области техники и включено в настоящий документ путем ссылки. Как правило, приготовленные образцы бурового раствора объемом 350 мл подвергали усилию сдвига с помощью многолопастного смесителя в течение 60 мин и затем прокатывали в печи при температуре испытания. Суспензии бентонита перемешивали, как определяет Лаборатория гарантии качества в стандартной процедуре испытания эффективности разбавления лигносульфонатов Fe/Cr (STP 17.01.002.01), которая включена в настоящий документ путем ссылки. Вискозиметр Farm 35А от фирмы Farm Instruments использовали для реологических измерений. Измеритель pH модели 420А+ от фирмы Thermo Orion использовали для определения значений pH. Прибор Zetasizer Nano Series от фирмы Malvern Instruments использовали для определения дзета-потенциалов разбавителей/дефлокулянтов.
Дзета-потенциал разбавителей/дефлокулянтов определяли, готовя известные концентрации разба-вителей/дефлокулянтов в этаноламиновом буферном растворе при pH 9,4. Дзета-потенциал измеряли при 25 В и 25°С, используя прибор Zetasizer.
Эффективность разбавления разбавителя/дефлокулянта вычисляли следующим образом:
где все растворы (контрольный буровой раствор, испытываемый буровой раствор и содержащий разбавитель QUIK-THIN(r) буровой раствор) имели одинаковый состав, за исключением того, что контрольный буровой раствор не содержал добавки разбавителя, испытываемый буровой раствор содержал добавку испытываемого разбавителя и третий буровой раствор содержал добавку разбавителя QUIK-THIN(r). Разбавитель QUIK-THIN(r) представляет собой феррохромлигносульфонат, коммерчески доступный от фирмы Halliburton Energy Services, Inc. (Houston, Texas and Duncan, Oklahoma), который позволяет регулировать реологические и фильтрационные свойства буровых растворов на водной основе, и который можно использовать для сохранения в диспергированном состоянии буровых растворов на водной основе. YP представляет собой сокращение термина "предельное динамическое напряжение сдвига".
Содержащие 22 фунта на баррель (10 кг/0,16 м3) суспензии бентонита, перемешанные в гипсовой/соленой воде, отдельно обрабатывали, используя разбавитель QUIK-THIN(r) и разбави-тель/дефлокулянт по настоящему изобретению в различных концентрациях, и затем прокатывали при 150°F (65,6°С) в течение 16 ч для начальных отборочных испытаний. Табл. 1 и 2 представляют реологические свойства, измеренные с помощью вискозиметра Fann 35A для растворов, содержащих 3 фунта на баррель (1,4 кг/0,16 м3) и 5 фунтов на баррель (2,3 кг/0,16 м3) разбавителя/дефлокулянта. Соответствующую эффективность разбавления (ТЕ) вычисляли по приведенному выше уравнению. Как можно видеть в табл. 1 и 2, разбавитель/дефлокулянт по настоящему изобретению не только является сопоставимым с феррохромлигносульфонатом в качестве разбавителя, но эффективность разбавления разбавите-ля/дефлокулянта по настоящему изобретению увеличивается при меньшем количестве используемого разбавителя по сравнению с феррохромлигносульфонатом в качестве разбавителя. Это имеет особенно важное значение, поскольку лигносульфонаты железа и, в частности, разбавитель QUICK-THIN(r) являются лидирующими диспергаторами для частиц глины в соленой воде на предшествующем уровне техники.
Предельное статическое напряжение сдвига через 10 секунд, фунтов на 100 кв. футов (кг/м2)
21 (1,0)
20 (1,0)
18 (0,9)
Предельное статическое напряжение сдвига через 10 минут, фунтов на 100 кв. футов (кг/м2)
23 (1,1)
55 (2,7)
41 (2,0)
Пластическая вязкость, сП
Предельное динамическое напряжение сдвига, фунтов на 100 кв. футов (кг/м2)
40 (2,0)
29 (1,4)
12 (0,6)
ТЕ, %
100
255
Тенденция воздействия разбавителей/дефлокулянтов на предельное динамическое напряжение сдвига (YP) суспензии бентонита в соленой воде представлена на фиг. 1. Разбавитель/дефлокулянт по настоящему изобретению продолжал снижать предельное динамическое напряжение сдвига раствора при
увеличении количества разбавителя/дефлокулянта, как феррохромлигносульфонат, но при значительно меньшем количестве разбавителя/дефлокулянта, чем феррохромлигносульфоната. Это является показателем эффективности разбавителя/дефлокулянта по настоящему изобретению в предотвращении уменьшения сил отталкивания электролитов и обеспечении диспергирования частиц глины при меньших концентрациях разбавителей, чем в случае феррохромлигносульфонатов.
Аналогичное испытание проводили с суспензией бентонита в пресной воде. Снова были получены весьма удовлетворительные результаты для разбавителя/дефлокулянта по настоящему изобретению. По сравнению с феррохромлигносульфонатом разбавитель/дефлокулянт по настоящему изобретению оказался эффективным в разбавлении суспензии при меньшей концентрации. Фиг. 2 представляет предельное динамическое напряжение сдвига разбавителей/дефлокулянтов при различных концентрациях после прокатки образца при 300°F (149°C) в течение 16 ч.
Чтобы производить хорошее действие в качестве дефлокулянтов или диспергаторов как в пресной воде, так и в соленой воде, лигносульфонатным разбавителям требуется добавление некоторого количества гидроксида натрия, доводящего значение pH раствора в интервале 8,5-10. Считается, что при этом уровне pH большинство кислотных функциональных групп депротонируются, увеличивая плотность анионного заряда. Таким образом, влияние pH на разбавители/дефлокулянты по настоящему изобретению оценивали по сравнению с лигносульфонатными разбавителями.
В приготовленную бентонитовую суспензию, содержащую 66 фунтов на баррель (30 кг/0,16 м3) выбуренного твердого материала в пресной воде, добавляли по 5 фунтов на баррель (2,3 кг/0,16 м3) каждого из разбавителей и прокатывали в течение 16 ч при 300°F (149°C). После этого образцы каждого из обработанных растворов испытывали на предельное динамическое напряжение сдвига и предельное статическое напряжение сдвига при изменении pH. Полученные в результате значения предельного динамического напряжения сдвига и предельного статического напряжения сдвига наносили на график зависимости от pH, как представлено на фиг. 3 и 4. Все значения предельного динамического напряжения сдвига образцов, содержащих разбавители/дефлокулянты по настоящему изобретению, оказались ниже, чем соответствующие значения образцов, содержащих феррохромлигносульфонат в качестве разбавителя, в исследованном интервале pH. Результаты показывают, что влияние разбавления на феррохромлигно-сульфонат в большей степени зависит от pH, чем влияние разбавления на разбавители/дефлокулянты по настоящему изобретению.
Поскольку разбавители адсорбируются на краях частиц глины, сохраняя электрический двойной слой и повышая силы отталкивания, размер получаемого в результате двойного слоя будет зависеть от плотности анионного заряда разбавителя. Дзета-потенциал не будет уменьшаться, поскольку способность выдерживать электролит будет увеличиваться при увеличении плотности заряда.
Измеряли дзета-потенциалы и электрофоретическую подвижность разбавителей/дефлокулянтов по настоящему изобретению, и результаты представлены в табл. 3 в сравнении с феррохромлигносульфона-том в качестве разбавителя. Дзета-потенциалы разбавителей/дефлокулянтов по настоящему изобретению оказались благоприятными по сравнению с феррохромлигносульфонатом в качестве разбавителя, что показывает причину высокой эффективности этих разбавителей/дефлокулянтов в суспензиях бентонита на основе соленой воды.
Лигносульфонат, который получают из отработавшего сульфитного щелока, содержит полимеры, имеющие различные степени сульфонирования и различные молекулярные массы, составляющие от 1000 до 20000. Значительно проще регулировать молекулярную массу синтетического полимера, такого как разбавитель/дефлокулянт по настоящему изобретению. Уменьшение эффекта разбавления при увеличении молекулярной массы обусловлено уменьшением плотности заряда, если молекулярная масса увеличивается без увеличения соответствующих анионных фрагментов.
Оценки эффективности разбавления разбавителей/дефлокулянтов, которые обсуждаются выше, не являются достаточными, чтобы определять, будет ли данный разбавитель/дефлокулянт эффективно действовать в качестве разбавителя при использовании в буровом растворе, или будет ли буровой раствор эффективным с данным разбавителем. Таким образом, лабораторные образцы различных буровых растворов (промывочных растворов) смешивали и испытывали, чтобы оценить эффективность разбавите-лей/дефлокулянтов по настоящему изобретению при использовании в буровых растворах и суммарную эффективность буровых растворов, содержащих эти разбавители/дефлокулянты.
Используя многолопастный смеситель фирмы Hamilton Beach, в течение 60 мин перемешивали лабораторный образец (1 баррель) каждого бурового раствора, приготовленного согласно составам, которые представлены в соответствующих табл. 4-7. Разбавители (в жидкой форме) добавляли в образцы бурового раствора на уровне 100% активного вещества по отношению к разбавителям (в твердой форме). Образцы уплотняли в ячейках бурового раствора и прокатывали в течение 16 ч при температурах, указанных в таблицах для каждого бурового раствора. Помимо разбавителя QUIK-THIN(r), который представляет собой феррохромлигносульфонат, использовали продукты под следующими товарными знаками, которые указаны ниже в таблицах: биоцид ALDACIDE(r) G; загуститель AQUAGEL(r), тонкодисперсный высокосортный вайомингский натриевый бентонит, удовлетворяющий требованиям раздела 9 технических условий 13А Американского нефтяного института (API), которые включены в настоящий документ путем ссылки; загуститель AQUAGEL GOLD SEAL(r), измельченный в сухом виде до размера 200 меш (76 мкм), высокосортный, имеющий высокую текучесть вайомингский натриевый бентонит, не содержащий полимерных добавок и не подвергнутый химической обработке какого-либо рода; загуститель BARAZAN(r) D PLUS, высококачественный измельченный полимер на основе ксантановой камеди; утяжелитель BAROID(r), измельченный барит, удовлетворяющий требованиям раздела 7 технических условий 13А API, которые включены в настоящий документ путем ссылки; разбавитель ENVIRO-THIN(tm), модифицированный лигносульфонат железа, который не содержит хрома и других тяжелых металлов; и регулирующий фильтрацию реагент FILTER-CHEK(tm). Все продукты под данными товарными знаками поставляет фирма Halliburton Energy Services, Inc. (Houston, Texas and Duncan, Oklahoma).
Таблица 5
Составы и свойства буровых растворов на основе пресной воды, имеющих плотность 14 фунтов на галлон (6,4 кг/3,8-10"3 м3) и содержащих 60 фунтов на баррель (27 кг/0,16 м3) Rev Dust после прокатки при 300°F (149°С)
Обозначение образца
А | В | С
Пресная вода, баррелей (м3)
0,743 (118)
Загуститель AQUAGEL GOLD SEAL(r), фунтов (кг)
8 (3,6)
Загуститель AQUAGEL(r), фунтов (кг)
8 (3,6)
Регулирующий фильтрацию реагент FILTER-CHEK(tm), фунтов (кг)
3,0 (1,4)
Rev Dust, фунтов (кг)
60 (27)
Утяжелитель BAROID(r), фунтов
(кг)
249 (113)
Биоцид ALDACIDE(r) G, фунтов (КГ)
0,2 (0,1)
Сухой гидроксид натрия, фунтов (кг)
0,35 (0,16)
Разбавитель/дефлокулянт по изобретению, фунтов (кг)
5 (23)
Разбавитель QUIK-THIN(r), фунтов (кг)
5 (2,3)
Объем 12,5 N раствора гидроксида натрия, мл
0,8
0, 6
Время прокатки при ЗООТ <149°С), ч
Время перемешивания, минут
Температура, °F (°С)
120 (48,9)
Пластическая вязкость, сП
32 | 46 | 43
Предельное динамическое напряжение сдвига, фунтов на 100 кв. футов (кг/м2)
111 (5,4)
7 (0,3)
102 (5,0)
Предельное статическое напряжение сдвига через 10 секунд, фунтов на 100 кв. футов (кг/м2)
98 (4,8)
4 (0,2)
65 (3,2)
Предельное статическое напряжение сдвига через 10 ыинут, фунтов на 100 кв. футов (кг/м2)
8 (0,4)
118 (5,8)
Значения рН перед прокаткой/после прокатки
9,06/7,98
9,60/8,32
9,85/8,16
Показания по шкале вискозиметра Farm 35
600 об/мин
175
188
300 об/мин
143
145
200 об/мин
132
123
100 об/мин
123
100
6 об/мин
115
3 об/мин
112
Измененное значение рН
9, 36
9, 31
Пластическая вязкость, сП
Предельное динамическое напряжение сдвига, фунтов на 100 кв. футов (кг/м2)
8 (0,4)
75 (3,7)
Предельное статическое напряжение сдвига через 10 секунд, фунтов на 100 кв. футов (кг/мг)
4 (0,2)
65 (3,2)
Предельное статическое напряжение сдвига через 10 минут, фунтов на 100 кв. футов (кг/м2)
32 (1,6)
114 (5,6)
Фильтрация по API, мл/30 мин
4,5
6,3
Показания по шкале вискозиметра Fann 35
600 об/мин
120
187
300 об/мин
131
200 об/мин
119
100 об/мин
6 об/мин
3 об/мин
Таблица 6
Составы и свойства буровых растворов на основе пресной воды, имеющих плотность 14 фунтов на галлон (6,4 кг/3,8-10"3 м3) и содержащих 60 фунтов на баррель (27 кг/0,16 м3) Rev Dust после прокатки при 400°F (204°С)
Обозначение образца
А | В | С
Пресная вода, баррелей (м3)
0,743 (118)
Загуститель AQUAGEL GOLD SEAL(r), фунтов (кг)
8 (3,6)
Загуститель AQUAGEL(r), фунтов (кг)
8 (3,6)
Регулирующий фильтрацию реагент FILTER-CHEK(tm), фунтов (кг)
3,0 (1,4)
Rev Dust, фунтов (кг)
60 (27)
Утяжелитель BAROID(r), фунтов (кг)
249 (113)
БИОЦИД ALDACIDE(r) G, фунтов (кг)
0,2 (0,1)
Сухой гидроксид натрия, фунтов (кг)
0,35 (0,16)
Разбавитель/дефлокулянт по изобретению, фунтов (кг)
5 (2,3)
Разбавитель QUIK-THIN(r), фунтов (кг)
5 (2,3)
Объем 12,5 N раствора гидроксида натрия, мл
0,8
0,6
Время прокатки при 400°F (204°С), ч
Время перемешивания, минут
Температура, °F (°С)
120 (48, 9)
Пластическая вязкость, сП
Предельное динамическое напряжение сдвига, фунтов на 100 кв. футов (кг/м2)
164 (8,0)
47 (2,3)
99 (4,8)
Предельное статическое напряжение сдвига через 10 секунд, фунтов на 100 кв. футов (кг/м2)
122 (6,0)
7 (0,3)
Предельное статическое напряжение сдвига через 10 минут, фунтов на 100 кв. футов (кг/м2)
154 (7,5)
155 (7,6)
Значения рН перед прокаткой/после прокатки
9, 02/7, 05
9,60/8,32
9,55/8,06
Показания по шкале вискозиметра Fann 35
600 об/мин
260
173
187
300 об/мин
212
110
143
200 об/мин
188
117
100 об/мин
182
105
6 об/мин
141
3 об/мин
140
Измененное значение рН
9,36
9, 33
Пластическая вязкость, сП
Предельное динамическое напряжение сдвига, фунтов на 100 кв. футов (кг/м2)
14 (0,6)
93 (4,5)
Предельное статическое напряжение сдвига через 10 секунд, фунтов на 100 кв. футов (кг/м2)
7 (0,3)
113 (5,5)
Предельное статическое напряжение сдвига через 10 минут, фунтов на 100 кв. футов (кг/мг)
170 (8,3)
262 (12, 8)
Показания по шкале вискозиметра Fann 35
600 об/мин
112
245
300 об/мин
169
200 об/мин
145
100 об/мин
127
6 об/мин
117
3 об/мин
115
Фиг. 5 представляет предельное динамическое напряжение сдвига образцов буровых растворов, имеющих плотность 16 фунтов на галлон (7,3 кг/3,8-10"3 м3) и содержащих 5 фунтов на баррель (2,3 кг/0,16 м3) разбавителя/дефлокулянта по настоящему изобретению по сравнению с феррохромлигно-сульфонатом в качестве разбавителя после прокатки при 300°F (149°C). Эффективность разбавления феррохромлигносульфонатом в качестве разбавителя изменялась в зависимости от pH, но эффективность разбавления разбавителем/дефлокулянтом по настоящему изобретению оставалась неизменной при испытанных значениях pH. Разбавитель/дефлокулянт по настоящему изобретению также уменьшал предельное динамическое напряжение сдвига в меньшей степени, чем феррохромлигносульфонат (см. табл. 4).
Эффективность разбавления разбавителей/дефлокулянтов оценивали для бурового раствора, имеющего плотность 14 фунтов на галлон (6,4 кг/3,8-10-3 м3) и содержащего 10% выбуренных твердых материалов и высокую концентрацию бентонита. Во все образцы буровых растворов добавляли по 5 фунтов на баррель (2,3 кг/0,16 м3) диспергатора на уровне 100% активного вещества. Образцы буровых растворов прокатывали при 300°F (149°C) и 400°F (204°С) в течение 16 ч. Значения предельного динамического напряжения сдвига образцов буровых растворов представлены на фиг. 6 (см. также табл. 5 и 6). Предельное динамическое напряжение сдвига бурового раствора, содержащего феррохромлигносульфонат в ка
честве разбавителя, уменьшалось по сравнению с необработанным основным буровым раствором, но значения предельного динамического напряжения сдвига образцов буровых растворов, содержащих разбавитель/дефлокулянт по настоящему изобретению, были существенно ниже, чем соответствующие значения для бурового раствора, содержащего лигносульфонатный разбавитель. Увеличение температуры до 400°F (204°С) приводило к существенному увеличению значений предельного динамического напряжения сдвига образца бурового раствора, содержащего лигносульфонат, в то время как значения предельного динамического напряжения сдвига бурового раствора, содержащего разбавитель/дефлокулянт по настоящему изобретению, увеличивались в минимальной степени. Это наблюдение демонстрирует преимущества настоящего изобретения при таких повышенных температурах.
Влияние разбавителей/диспергаторов по настоящему изобретению на регулирование фильтрации систем растворов также оценивали и сравнивали с лигносульфонатными разбавителями. Изготавливали четыре образца буровых растворов, имеющих плотность 14 фунтов на галлон (6,4 кг/3,8-10-3 м3) и 13 фунтов на галлон (5,9 кг/3,8-10-3 м3), в которые добавляли по 5 фунтов на баррель (2,3 кг/0,16 м3) разбавителей, и затем прокатывали при 300°F (149°C) в течение 16 ч. Значения pH растворов доводили до 9,3-9,8, используя 50% раствор гидроксида натрия. Результаты, полученные при испытании фильтрации по API, представлены на фиг. 7 для фильтратов образцов через 30 мин. Разбавитель/дефлокулянт по настоящему изобретению имел более низкие значения у фильтратов, чем лигносульфонатные разбавители (см. табл. 7).
Представленные выше испытания демонстрируют, что разбавители/дефлокулянты по настоящему изобретению снижают вязкость и предельное статическое напряжение сдвига густых буровых растворов на водной основе в такой же степени или лучше, чем лигносульфонатные разбавители, причем такие буровые растворы по настоящему изобретению обладают высокой способностью дефлокуляции и являются более устойчивыми к действию солей и высоких температур, чем сопоставимые растворы, разбавленные лигносульфонатными разбавителями.
Как указано выше, преимущества способов по настоящему изобретению можно получить, используя в операциях бурения буровой раствор по настоящему изобретению, содержащий разбави-тель/дефлокулянт по настоящему изобретению. Операции бурения, в том числе бурение вертикальной, наклонной или горизонтальной скважины, проведение очистки, спуск обсадной колонны и цементирование, можно осуществлять таким же образом, как и с другими буровыми растворами, как известно специалистам в данной области техники. То есть буровой раствор по настоящему изобретению готовят или получают и циркулируют через буровую скважину во время бурения этой скважины (или очистки, или цементирования и обсадки), чтобы упростить операции бурения. Буровой раствор удаляет обломки выбуренной породы из скважины, охлаждает и смазывает буровое долото, способствует опоре буровой трубы и бурового долота, а также обеспечивает гидростатический напор для сохранения целостности стенок буровой скважины и предотвращает неуправляемое фонтанирование скважины. Определенный состав бурового раствора в соответствии с настоящим изобретением оптимизируют для конкретной операции бурения и для конкретных характеристик и условий (таких как температуры) подземного пласта. Например, раствор утяжеляют в зависимости от пластовых давлений и разбавляют в зависимости от пластовых температур.
Представленное выше описание настоящего изобретения предназначено в качестве описания предпочтительных вариантов его осуществления. Разнообразные изменения характеристик описанных растворов и способов их использования можно производить без отклонения от заданного объема настоящего изобретения, который определен в прилагаемой формуле изобретения.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Буровой раствор, включающий водную основу и добавку, которая представляет собой разбавитель, содержащий сополимер на основе полиамида, имеющий по меньшей мере одну привитую боковую цепь, образованную из этиленовых ненасыщенных соединений, при этом буровой раствор имеет значение pH, составляющее от 8,0 до 10,5.
2. Буровой раствор, включающий водную основу и добавку, которая представляет собой дефлоку-лянт, содержащий сополимер на основе полиамида, имеющий по меньшей мере одну привитую боковую цепь, образованную из этиленовых ненасыщенных соединений, где буровой раствор имеет значение pH, составляющее от 8,0 до 10,5.
3. Буровой раствор по п.1 или 2, отличающийся тем, что он свободен от тяжелых металлов.
4. Буровой раствор по любому предшествующему пункту, где водная основа представляет собой пресную воду или соленую воду.
5. Буровой раствор по любому предшествующему пункту, где добавка включает привитой сополимер акриловой кислоты и акрилоамидопропансульфоната на желатине.
6. Буровой раствор по любому предшествующему пункту, отличающийся тем, что он имеет значение pH, составляющее от 8,0 до 8,5.
7. Буровой раствор по любому предшествующему пункту, отличающийся тем, что он включает от 2 до 8 фунтов на баррель сополимера (от 0,9 до 3,6 кг на 0,16 м3 сополимера).
8. Способ разбавления бурового раствора на водной основе, включающий
введение в раствор добавки, содержащей сополимер на основе полиамида, имеющий по меньшей мере одну привитую боковую цепь, образованную из этиленовых ненасыщенных соединений; и регулирование кислотности раствора так, чтобы его значение pH составляло от 8,0 до 10,5.
9. Способ диспергирования бурового раствора на водной основе, включающий
введение в раствор добавки, содержащей сополимер на основе полиамида, имеющий по меньшей мере одну привитую боковую цепь, образованную из этиленовых ненасыщенных соединений; и регулирование кислотности раствора так, чтобы его значение pH составляло от 8,0 до 10,5.
10. Способ дефлокуляции бурового раствора на водной основе, включающий
введение в раствор добавки, содержащей сополимер на основе полиамида, имеющий по меньшей мере одну привитую боковую цепь, образованную из этиленовых ненасыщенных соединений; и регулирование кислотности раствора так, чтобы его значение pH составляло от 8,0 до 10,5.
11. Способ по любому из пп.8-10, где добавка включает привитой сополимер акриловой кислоты и акрилоамидопропансульфоната на желатине.
12. Способ по любому из пп.8-11, где буровой раствор имеет значение pH, составляющее от 8,0 до
8,5.
13. Применение бурового раствора по любому из пп.1-7 в способе для осуществления операции бурения в содержащем углеводороды подземном пласте, имеющем гидрофильные пласты и температуру, составляющую от 40°F (4,4°C) до 400°F (204°C), где способ включает:
приготовление бурового раствора;
бурение подземного пласта с раствором, поддерживающим устойчивость без повреждения или разбухания гидрофильных пластов.
14. Применение по п.13, где операция бурения включает бурение скважины и/или бурение по меньшей мере через одну продуктивную зону в пласте.
15. Применение по п.13 или 14, где операция бурения включает заканчивание буровой скважины и/или спуск обсадной колонны, цементирование буровой скважины и/или стабилизацию буровой скважины.
14.
Феррохромлигносульфонат' - Разбавитель по изобретению Фиг. 2
Предельное динамическое напряжение сдвига для бурового раствора на водной основе, имеющего плотность 16 фунтов на галлон (7,3 кг/ 3,8-10"3 м3] и содержащего 5 фунтов на баррель (2,3 кг/ 0,16 м3) диспергаторов (100% активного вещества), после горячей прокатки при 300°F(149°C)
буровой лигносульфонат по изобретению раствор
Фиг. 5
Предельное динамическое напряжение сдвига для бурового раствора на водной основе, имеющего плотность 14 фунтов на галлон (6,4 кг/ 3,8* 10"3 м3) и содержащего 5 фунтов на баррель (2,3 кг/ 0,16 м3) диспергаторов (100% активного вещества), после горячей прокатки при 300DF(149°C) и 400°F (204°С)
? 30FF Ш 400°F
Основной Феррохром- Разбавитель буровой лигносульфонат по изобретению раствор
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
023741
023741
- 1 -
- 1 -
(19)
023741
023741
- 1 -
- 1 -
(19)
023741
023741
- 1 -
- 1 -
(19)
023741
023741
- 4 -
- 3 -
023741
023741
- 7 -
023741
023741
- 7 -
023741
023741
- 10 "
- 10 "
023741
023741
- 11 -
- 11 -
023741
023741
- 14 -
- 14 -
023741
023741
- 15 -
- 15 -
023741
023741
- 15 -
- 15 -
023741
023741
- 15 -
- 15 -