1. Буровой раствор на водной основе для применения при бурении скважин через породу, содержащую глинистые сланцы, набухающие в присутствии воды, при этом буровой раствор включает

водную дисперсионную среду;

утяжелитель и

агент ингибирования гидратации сланцев, имеющий формулу

H ₂ N-R-{OR'} _x -Y Ч [H ⁺ B ^- ] _d

в которой R и R' представляют собой алкиленовые группы, содержащие 1-6 атомов углерода, и

х имеет значение от 1 до 25, и

Y представляет собой амин или алкоксигруппу, и

В ^- является сопряженным основанием кислоты, и

d имеет значение, равное или меньше чем 2,

где агент ингибирования гидратации сланцев присутствует в буровом растворе в концентрации, достаточной для снижения набухания сланцев.

2. Буровой раствор по п.1, где х имеет среднее значение в пределах от 1 до 10.

3. Буровой раствор по п.1, где R и R' представляют собой алкиленовые группы, содержащие разное количество атомов углерода или одинаковое количество атомов углерода.

4. Буровой раствор по п.1, где Н ⁺ B ^- представляет собой протонную кислоту, выбранную из группы, состоящей из органических кислот и неорганических кислот.

5. Буровой раствор по п.1, где В ^- является сопряженным основанием кислоты, выбранной из группы, включающей хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания.

6. Буровой раствор по п.1, где агент ингибирования гидратации сланцев дополнительно характеризуется низкой токсичностью и совместимостью с анионными компонентами бурового раствора.

7. Буровой раствор по п.1, где водная дисперсионная среда выбрана из: пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей.

8. Буровой раствор по п.1, где буровой раствор дополнительно содержит агент регулирования водоотдачи, выбранный из группы, состоящей из органических полимеров, крахмала и их смесей.

9. Буровой раствор на водной основе для применения при бурении скважин через породу, содержащую глинистые сланцы, набухающие в присутствии воды, при этом буровой раствор включает

водную дисперсионную среду;

утяжелитель

и агент ингибирования гидратации сланцев, выбранный из группы

H ₂ N-CH ₂ CH ₂ -O-CH ₂ CH ₂ -NH ₂ Ч [H ⁺ B ^- ] _d

H ₂ N-CH ₂ CH ₂ CH ₂ -O-CH ₂ CH ₂ -O-CH ₂ CH ₂ CH ₂ -NH ₂ Ч [H ⁺ B ^- ] _d

NH ₂ -CH ₂ -CH(CH ₃ )-(O-CH ₂ -CH(CH ₃ )) ₈ -O-СН ₂ -СН ₂ -ОСН ₃ Ч [Н ⁺ B ^- ] _d ,

где В ^- является сопряженным основанием протонной кислоты и

d имеет значение равное или меньше чем 2,

где агент ингибирования гидратации сланцев присутствует в буровом растворе в концентрации, достаточной для снижения набухания глины.

10. Буровой раствор по п.9, где водная дисперсионная среда выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей.

11. Буровой раствор по п.10, где буровой раствор дополнительно содержит агент регулирования водоотдачи, выбранный из группы, состоящей из органических полимеров, крахмала и их смесей.

12. Буровой раствор по п.11, где буровой раствор дополнительно содержит инкапсулирующий агент, выбранный из группы, состоящей из органических и неорганических полимеров и их смесей.

13. Буровой раствор по п.11, где В ^- является сопряженным основанием кислоты, выбранной из группы, включающей хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания.

14. Способ снижения набухания сланцеватых глин, встречающихся при бурении подземных скважин, включающий циркулирование в подземной скважине бурового раствора на водной основе, который включает

водную дисперсионную среду и

агент ингибирования гидратации сланцев, имеющий формулу

H ₂ N-R-{OR'} _x -Y Ч [H ⁺ B ^- ] _d ,

в которой R и R' представляют собой алкиленовые группы, содержащие 1-6 атомов углерода, и

х имеет значение от 1 до 25, и

Y представляет собой амин или алкоксигруппу, и

В ^- является сопряженным основанием кислоты, и

d имеет значение равное или меньше чем 2, где агент ингибирования гидратации сланцев присутствует в концентрации, достаточной для снижения набухания глины.

15. Буровой раствор по п.14, где х имеет значение от 1 до 10.

16. Буровой раствор по п.15, где В ^- является сопряженным основанием кислоты, выбранной из группы, включающей хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания.

17. Способ снижения набухания сланцеватых глин, встречающихся при бурении подземных скважин, включающий циркулирование в подземной скважине бурового раствора на водной основе, который включает

водную дисперсионную среду,

утяжелитель и

функционально эффективную концентрацию агента ингибирования гидратации сланцев, выбранного из группы

H ₂ N-CH ₂ CH ₂ -O-CH ₂ CH ₂ -NH ₂ Ч [Н ⁺ B ^- ] _d

H ₂ N-CH ₂ CH ₂ CH ₂ -O-CH ₂ CH ₂ -O-CH ₂ CH ₂ CH ₂ -NH ₂ Ч [H ⁺ B ^- ] _d

NH ₂ -СН ₂ -СН(СН ₃ )-(O-СН ₂ -СН(СН ₃ )) ₈ -O-СН ₂ -СН ₂ -ОСН ₃ Ч [H ⁺ B ^- ] _d ,

где В ^- является сопряженным основанием протонной кислоты, и

d имеет значение, равное или меньше чем 2, и

где агент ингибирования гидратации сланцев присутствует в концентрации, достаточной для снижения набухания глины.

18. Способ по п.17, где В ^- является сопряженным основанием протонной кислоты, выбранной из группы, включающей хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания.

 

(57) Реферат / Формула:
Буровой раствор на водной основе для применения при бурении скважин через породу, содержащую глинистые сланцы, набухающие в присутствии воды, при этом буровой раствор включает

водную дисперсионную среду;

утяжелитель и

агент ингибирования гидратации сланцев, имеющий формулу

H ₂ N-R-{OR'} _x -Y Ч [H ⁺ B ^- ] _d

в которой R и R' представляют собой алкиленовые группы, содержащие 1-6 атомов углерода, и

х имеет значение от 1 до 25, и

Y представляет собой амин или алкоксигруппу, и

В ^- является сопряженным основанием кислоты, и

d имеет значение, равное или меньше чем 2,

где агент ингибирования гидратации сланцев присутствует в буровом растворе в концентрации, достаточной для снижения набухания сланцев.

2. Буровой раствор по п.1, где х имеет среднее значение в пределах от 1 до 10.

3. Буровой раствор по п.1, где R и R' представляют собой алкиленовые группы, содержащие разное количество атомов углерода или одинаковое количество атомов углерода.

4. Буровой раствор по п.1, где Н ⁺ B ^- представляет собой протонную кислоту, выбранную из группы, состоящей из органических кислот и неорганических кислот.

5. Буровой раствор по п.1, где В ^- является сопряженным основанием кислоты, выбранной из группы, включающей хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания.

6. Буровой раствор по п.1, где агент ингибирования гидратации сланцев дополнительно характеризуется низкой токсичностью и совместимостью с анионными компонентами бурового раствора.

7. Буровой раствор по п.1, где водная дисперсионная среда выбрана из: пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей.

8. Буровой раствор по п.1, где буровой раствор дополнительно содержит агент регулирования водоотдачи, выбранный из группы, состоящей из органических полимеров, крахмала и их смесей.

9. Буровой раствор на водной основе для применения при бурении скважин через породу, содержащую глинистые сланцы, набухающие в присутствии воды, при этом буровой раствор включает

водную дисперсионную среду;

утяжелитель

и агент ингибирования гидратации сланцев, выбранный из группы

H ₂ N-CH ₂ CH ₂ -O-CH ₂ CH ₂ -NH ₂ Ч [H ⁺ B ^- ] _d

H ₂ N-CH ₂ CH ₂ CH ₂ -O-CH ₂ CH ₂ -O-CH ₂ CH ₂ CH ₂ -NH ₂ Ч [H ⁺ B ^- ] _d

NH ₂ -CH ₂ -CH(CH ₃ )-(O-CH ₂ -CH(CH ₃ )) ₈ -O-СН ₂ -СН ₂ -ОСН ₃ Ч [Н ⁺ B ^- ] _d ,

где В ^- является сопряженным основанием протонной кислоты и

d имеет значение равное или меньше чем 2,

где агент ингибирования гидратации сланцев присутствует в буровом растворе в концентрации, достаточной для снижения набухания глины.

10. Буровой раствор по п.9, где водная дисперсионная среда выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей.

11. Буровой раствор по п.10, где буровой раствор дополнительно содержит агент регулирования водоотдачи, выбранный из группы, состоящей из органических полимеров, крахмала и их смесей.

12. Буровой раствор по п.11, где буровой раствор дополнительно содержит инкапсулирующий агент, выбранный из группы, состоящей из органических и неорганических полимеров и их смесей.

13. Буровой раствор по п.11, где В ^- является сопряженным основанием кислоты, выбранной из группы, включающей хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания.

14. Способ снижения набухания сланцеватых глин, встречающихся при бурении подземных скважин, включающий циркулирование в подземной скважине бурового раствора на водной основе, который включает

водную дисперсионную среду и

агент ингибирования гидратации сланцев, имеющий формулу

H ₂ N-R-{OR'} _x -Y Ч [H ⁺ B ^- ] _d ,

в которой R и R' представляют собой алкиленовые группы, содержащие 1-6 атомов углерода, и

х имеет значение от 1 до 25, и

Y представляет собой амин или алкоксигруппу, и

В ^- является сопряженным основанием кислоты, и

d имеет значение равное или меньше чем 2, где агент ингибирования гидратации сланцев присутствует в концентрации, достаточной для снижения набухания глины.

15. Буровой раствор по п.14, где х имеет значение от 1 до 10.

16. Буровой раствор по п.15, где В ^- является сопряженным основанием кислоты, выбранной из группы, включающей хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания.

17. Способ снижения набухания сланцеватых глин, встречающихся при бурении подземных скважин, включающий циркулирование в подземной скважине бурового раствора на водной основе, который включает

водную дисперсионную среду,

утяжелитель и

функционально эффективную концентрацию агента ингибирования гидратации сланцев, выбранного из группы

H ₂ N-CH ₂ CH ₂ -O-CH ₂ CH ₂ -NH ₂ Ч [Н ⁺ B ^- ] _d

H ₂ N-CH ₂ CH ₂ CH ₂ -O-CH ₂ CH ₂ -O-CH ₂ CH ₂ CH ₂ -NH ₂ Ч [H ⁺ B ^- ] _d

NH ₂ -СН ₂ -СН(СН ₃ )-(O-СН ₂ -СН(СН ₃ )) ₈ -O-СН ₂ -СН ₂ -ОСН ₃ Ч [H ⁺ B ^- ] _d ,

где В ^- является сопряженным основанием протонной кислоты, и

d имеет значение, равное или меньше чем 2, и

где агент ингибирования гидратации сланцев присутствует в концентрации, достаточной для снижения набухания глины.

18. Способ по п.17, где В ^- является сопряженным основанием протонной кислоты, выбранной из группы, включающей хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания.

 

---

008211
Настоящее изобретение заявляет приоритет согласно заявке США № 09/709962, поданной 10 ноября 2000 г. и находящейся на одновременном рассмотрении заявке США № 09/884013, поданной 18 июня 2001 г., при этом указанная вторая заявка, в свою очередь, заявляет приоритет согласно заявке № 09/709962, поданной 10 ноября 2000 г., и заявке 09/503558, поданной 11 февраля 2000 г.
Предпосылки иобретения
При роторном бурении подземных скважин от бурового раствора требуются различные функции и характеристики. Буровой раствор должен циркулировать через скважину и выносить буровой шлам из-под головки бура, переносить буровой шлам вверх по межтрубному пространству и обеспечивать его отделение на поверхности. В то же время, от бурового раствора требуется охлаждение и очистка головки бура, снижение трения между бурильной колонной и стенками скважины и поддержание стабильности в необсаженных интервалах стволов скважин. Буровой раствор также должен образовывать тонкую низкопроницаемую глинистую корку, которая уплотняет отверстия в пластах, через которые проходит головка бура, и снижает нежелательный приток пластовых флюидов из проницаемой породы.
Буровые растворы типично классифицируют в соответствии с их основным веществом. В жидкостях на углеводородной основе твердые частицы суспендированы в нефти, а вода или рассол могут быть эмульгированы в нефти. Нефть типично представляет собой дисперсионную среду. В жидкостях на водной основе твердые частицы суспендированы в воде или рассоле, а нефть может быть эмульгирована в воде. Вода типично представляет собой дисперсионную среду. Пневматические жидкости представляют собой третий класс буровых растворов, в которых высокая скорость потока воздуха или природного газа удаляет буровой шлам.
В буровых растворах на водной основе обычно присутствуют три типа твердых веществ: 1) глины и органические коллоиды, добавляемые для обеспечения необходимой вязкости и фильтрационных свойств; 2) тяжелая порода, чьей функцией является повышение плотности бурового раствора; и 3) твердые частицы породы, которые становятся диспергированными в буровом растворе в процессе бурения.
Твердые частицы породы, которые становятся диспергированными в буровом растворе, типично представляют собой буровой шлам, образуемый при прохождении головки бура, и твердые частицы, образуемые из-за неустойчивости буровой скважины. Когда твердые частицы породы представляют собой глинистые минералы, которые набухают, присутствие какого-либо типа твердых частиц породы в буровом растворе может сильно увеличить время и стоимость бурильных работ.
Глинистые минералы обычно кристаллические по природе. Структура кристаллов глины определяет ее свойства. Типично, глины имеют чешуйчатую структуру типа слюды. Чешуйки глины состоят из множества кристаллических пластин, уложенных лицом к лицу. Каждую пластину называют элементарным слоем, и поверхности элементарного слоя называют базальными поверхностями.
Элементарный слой состоит из нескольких листов. Один лист называют восьмигранным листом, он состоит из атомов алюминия или магния, восьмигранно координированных с атомами кислорода гидро-ксильных групп. Другой лист называют четырехгранным листом. Четырехгранный лист состоит из атомов кремния, четырехгранно координированных с атомами кислорода.
Листы элементарного слоя связаны вместе посредством общих для них атомов кислорода. Когда такое связывание происходит между одним восьмигранным и одним четырехгранным листом, одна ба-зальная поверхность состоит из открытых атомов кислорода, а другая базальная поверхность состоит из открытых гидроксилов. Для четырехгранных листов также типично связывание с одним восьмигранным листом посредством общих атомов кислорода. Образованная структура, известная как структура Хофф-мана, имеет восьмигранный лист, расположенный между двумя четырехгранными листами в виде структуры типа сэндвича. В результате, обе базальные поверхности в структуре Хоффмана состоят из открытых атомов кислорода.
Элементарные слои уложены вместе лицом к лицу и удерживаются на месте посредством слабых притягивающих сил. Расстояние между соответствующими плоскостями в смежных элементарных слоях называется с-расстоянием. Структура кристалла глины с элементарным слоем, состоящим из трех листов, типично имеет с-расстояние примерно 9,5х10-7мм.
В кристаллах глинистых минералов атомы, имеющие различные валентности, обычно располагаются в пределах листов структуры так, чтобы образовывался отрицательный потенциал на поверхности кристалла. В этом случае катион адсорбируется на поверхности. Такие адсорбированные катионы называют обменными катионами, поскольку они могут химически меняться местами с другими катионами при суспендировании кристаллов глины в воде. Кроме того, ионы также могут адсорбироваться по краям кристалла глины и обмениваться с другими ионами в воде.
Тип замещений, происходящих в структуре кристаллов глины и обменные катионы, адсорбированные на поверхности кристаллов, сильно влияют на набухание глины, основное важное свойство в промышленности буровых растворов. Набухание глины представляет собой явление, когда молекулы воды окружают структуру кристалла глины и располагаются так, чтобы увеличивать с-расстояние этой структуры, что приводит, таким образом, к увеличению объема. Могут иметь место два типа набухания.
Гидратирование поверхности представляет собой один тип набухания, в котором молекулы воды адсорбируются на поверхностях кристалла. Водородные связи удерживают слой молекул воды у атомов
- 1 -
008211
кислорода, находящихся на поверхностях кристалла. Следующие слои молекул воды располагаются с образованием квази-кристаллической структуры между элементарными слоями, что дает увеличение с-расстояния. Фактически все типы глин набухают таким образом.
Осмотическое набухание представляет собой второй тип набухания. Когда концентрация катионов между элементарными слоями в глинистом минерале выше, чем концентрация катионов в окружающей воде, вода осмотически втягивается между элементарными слоями и с-расстояние увеличивается. Осмотическое набухание приводит к большему увеличению общего объема, чем поверхности гидратации. Однако, только некоторые глины, такие как натриевый монтмориллонит, набухают подобным образом.
Сообщалось, что обменные катионы, обнаруженные в глинистых минералах оказывают значительное влияние на размер набухания, которое имеет место. Обменные катионы конкурируют с молекулами воды за доступные реакционноспособные участки в структуре глины. Обычно катионы с высокой валентностью более сильно адсорбируются, чем катионы с низкой валентностью. Таким образом, глины с низковалентными обменными катионами более сильно набухают, чем глины, в которых обменные катионы имеют высокие валентности.
В Северном море и на побережье Мексиканского залива в США бурильщики обычно сталкиваются с глинистыми осадками, в которых основным глинистым минералом является монтмориллонит (обычно называемый "гумбо сланец"). Катионы натрия являются преобладающими обменными катионами в гумбо сланце. Поскольку катион натрия обладает низкой положительной валентностью (т.е. формально а+1 валентность), он легко диспергируется в воде. Следовательно, гумбо сланец отличается своим набуханием.
Набухание глины в процессе бурения подземных скважин может оказывать неблагоприятное действие на операции бурения. Общее увеличение общего объема, сопровождающееся набуханием глины, мешает удалению бурового шлама из-под головки бура, увеличивает трение между бурильной колонной и стенками скважины и препятствует образованию тонкой глинистой корки, которая уплотняет отверстия в пластах. Набухание глины также может создавать другие проблемы в процессе бурения, такие как потеря циркуляции прихваченной трубы, что замедляет бурение и повышает стоимость бурильных работ. Таким образом, учитывая распространенность гумбо сланцев, с которыми сталкиваются во время бурения подземных скважин, разработка вещества и способа снижения набухания глины продолжает оставаться насущной потребностью в нефте- и газодобывающей промышленности.
Один способ снижения набухания глины включает использование солей в буровых растворах. Соли обычно снижают набухание глины. Однако соли вызывают флоккуляцию глин, что приводит как к большому поглощению бурового раствора, так и почти к полной потере тиксотропии. Кроме того, повышение минерализации часто снижает функциональные характеристики добавок в буровых растворах.
Другой способ снижения набухания глины включает использование в буровых растворах органических молекул-ингибиторов сланцев. Считается, что такие органические молекулы, являющиеся ингибиторами сланцев, адсорбируются на поверхностях глин с добавленным органическим ингибитором гидратации сланцев, конкурируя с молекулами воды за реакционноспособные участки глины и, таким образом, способствуют снижению набухания глины.
Органические молекулы, являющиеся ингибиторами гидратации сланцев могут быть катионными, анионными или неионными. Катионные органические ингибиторы для сланцев диссоциируют на органические катионы и неорганические анионы, тогда как анионные органические ингибиторы для сланцев диссоциируют на неорганические катионы и органические анионы. Неионные органические ингибиторы для сланцев не диссоциируют.
Важно, чтобы при бурении подземных скважин можно было регулировать реологические свойства буровых растворов путем использования добавок, включая органические молекулы, являющиеся ингибиторами гидратации сланцев. В нефте- и газодобывающей промышленности сегодня нет необходимости в том, чтобы добавки были одинаково пригодными как для континентальных, так и для морских скважин, и в условиях как пресной, так и соленой воды. Кроме того, поскольку бурильные операции влияют и на растительную и на животную жизнь, добавки к буровым растворам должны обладать низким уровнем токсичности и не должны вызывать проблем при обращении с ними и их использовании, чтобы угроза загрязнению окружающей среды и вред, наносимый операторам, были минимальными. Любая добавка к буровому раствору также должна обеспечивать желаемые результаты, но не должна ингибиро-вать желательное действие других добавок. Разработка таких добавок будет способствовать удовлетворению потребности нефте- и газодобывающей промышленности, давно испытываемые в этой области, в более качественных добавках к буровым растворам, выполняющих функции контроля набухания глины и выбуренных пластов, не ухудшая реологические свойства буровых растворов. Настоящее изобретение направлено на удовлетворение такой потребности.
Краткое описание изобретения
Настоящее изобретение, в основном, направлено на буровой раствор на водной основе для использования при бурении скважин, проходящих через пласт, содержащий сланцеватую глину, которая набухает в присутствии воды. Буровой раствор по настоящему изобретению включает водную дисперсион
- 2 -
008211
ную среду, утяжелитель и агент ингибирования гидратации сланцев. Предпочтительно агент ингибиро-вания гидратации сланцев имеет формулу
^N-R-^RVY-P+B^,
в которой R и R' представляют собой алкиленовые группы, содержащие 1-6 атомов углерода, и х имеет значение от около 1 до около 25. Группа Y может представлять собой амин или алкоксигруппу, предпочтительно первичный амин или метоксигруппу. Н+B- может представлять собой протонную кислоту Брен-стеда-Лоури (Bronsted-Lowery), которая может быть как органической, так и неорганической по природе. Значение d сильно изменяется в зависимости от количества добавленной кислоты, рКа кислоты и рКЬ аминового основания и общего рН бурового раствора. Типично, d имеет значение меньше чем или равное 2. Агент ингибирования гидратации сланцев должен присутствовать в концентрации, достаточной для снижения набухания гумбо сланцев или других гидрофильных пород, встречающихся при бурении скважин, с использованием бурового раствора по настоящему изобретению. Алкиленовые группы R и R' могут быть одинаковыми или отличными друг от друга и могут включать смесь алкиленовых групп. То есть R и R' могут включать смесь, содержащую различные количества атомов углерода.
Еще один иллюстративный вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой буровой раствор на водной основе как описано выше, в котором агент ингибирования гидратации сланцев может быть выбран из
H2N-CH2CH2-O-CH2CH2-NH2- [H+B-]d
^N-CH^H^H^O-CH^H^O-CH^H^H^NHrP+B-],!
NH2-CH2-CH(СНз)-(O-СН2-СН(СНз))8-O-СН2-СН2-ОСНз-[Н+B-]d
и их смесей. H+B- может представлять собой протонную кислоту Бренстеда-Лоури, которая может быть как органической, так и неорганической по природе. Значение d сильно применяется в зависимости от количества добавленной кислоты, рКа кислоты и рК> аминового основания и общего рН бурового раствора. Типично, d имеет значение меньше чем или равное 2. Как это описано выше, агент ингибиро-вания гидратации сланцев должен присутствовать в буровом растворе в концентрации, достаточной для снижения набухания глины.
Кроме того, агенты ингибирования гидратации сланцев предпочтительно должны характеризоваться относительно низкой токсичностью, измеренной в испытании на креветках мизидах, и совместимостью с анионными компонентами бурового раствора, которые могут присутствовать в буровом растворе. Комитетом по защите окружающей среды США был одобрен биоанализ с использованием креветок ми-зид как средство определения токсичности буровых растворов в отношении морских организмов. Подробное описание процедуры измерения токсичности буровых растворов представлено в Duke, T.W., Par-rish, P.R.; "Acute Toxicity of Eight Laboratory Prepared Generic Drilling Fluids to Mysids (Mysipopsis)" 1984 EPA-600/3-84-067, содержание которого включено в настоящую заявку посредством ссылки.
Чтобы понять термин "низкая токсичность" в контексте настоящего изобретения, нужно указать, что термин относится к буровому раствору с LC50 больше чем 30000 ч./млн., как определено в испытании с использованием креветок мизид. Хотя 30000 является числом, которое используют для оценки, его не следует рассматривать как ограничение объема настоящего изобретения. Наоборот, испытания обеспечивают контекст для использования термина "низкая токсичность" как он используется в настоящем изобретении, что должно быть понятно специалисту в данной области. Другие значения LC50 могут быть приемлемыми в других условиях окружающей среды. Значение LC50 больше чем 30000 было приравнено к " экологически совместимому" продукту.
Буровые растворы по настоящему изобретению предпочтительно включают водную дисперсионную среду, выбранную из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей. Кроме того, такой буровой раствор может также содержать агент регулирования водоотдачи, выбранный из группы органических синтетических полимеров, биополимеров и отсортированной по размеру частиц диатомовой земли и их смесей. Буровой раствор дополнительно может содержать инкапсулирующее вещество, такое как предпочтительно выбранное из группы, состоящей из органических и неорганических полимеров и их смесей, и это также входит в объем настоящего изобретения. В состав бурового раствора также может быть включен утяжелитель, при этом утяжелитель предпочтительно выбирают из группы барита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, карбоната магния, растворимых и нерастворимых органических и неорганических солей и их сочетаний.
Настоящее изобретение также включает способ снижения набухания сланцеватой глины в скважине, включающий циркулирование в скважине бурового раствора на водной основе, сформулированного в соответствии с настоящим изобретением.
Эти и другие характерные признаки настоящего изобретения более подробно описаны в следующем далее описании иллюстративных вариантов воплощения изобретения.
Описание иллюстративных вариантов воплощения изобретения
Настоящее изобретение направлено на буровой раствор на водной основе для использования при бурении скважин через пласт, содержащий сланцеватую глину, которая набухает в присутствии воды. Обычно буровой раствор по настоящему изобретению включает утяжелитель, агент ингибирования гид
- 3 -
008211
ратации сланцев и водную дисперсионную среду. Как описано ниже, буровые растворы по настоящему изобретению могут также включать дополнительные компоненты, такие как агенты регулирования водоотдачи, закупоривающие агенты, смазки, агенты против налипания на головке бура, ингибиторы коррозии, поверхностно-активные вещества и суспендирующие агенты и т.п., которые можно добавлять к буровому раствору на водной основе.
Предпочтительно агент ингибирования гидратации сланцев по настоящему изобретению представляет собой соль протонной кислоты полиоксиалкилендиаминов и моноаминов, которая ингибирует набухание сланца, с которым сталкиваются в процессе бурильных работ. Предпочтительно алкиленовая группа представляет собой алкилен с прямой цепью, который может представлять собой одинаковые (например, все этиленовые звенья), отличные друг от друга (например, метилен, этилен, пропилен и т.д.) или смеси алкиленовых групп. Однако можно также использовать разветвленные алкиленовые группы. Хотя различные члены этой группы можно использовать в качестве агентов ингибирования для сланцев, авторы настоящего изобретения обнаружили, что соединения, имеющие формулу
^N-R-^RVY-P+B^,
в которой R и R' представляют собой алкиленовые группы, содержащие 1-6 атомов углерода, и в которой R и R' группы могут быть одинаковыми или отличными друг от друга или представлять собой смеси ал-киленовых групп, являются эффективными в качестве ингибиторов гидратации сланцев. Группа Y может представлять собой амин или алкоксигруппу, предпочтительно первичный амин или метоксигруппу.
Н+В- представляет собой протонную кислоту Бренстеда-Лоури (Bronsted-Lowery), которая может быть как органической, так и неорганической по природе. Значение d сильно изменяется в зависимости от количества добавленной кислоты, рКа кислоты и рКЬ аминового основания и общего рН бурового раствора. Типично, d имеет значение меньше чем или равное 2. Важным свойством при выборе кислоты является ее способность, по меньшей мере частично, протонировать одну или несколько протоно-акцепторных групп аминового соединения. Иллюстративные примеры подходящей протоной кислоты включают хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, пер-хлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания. Специалисту должно быть понятно, что сопряженное основание В- в композиции ингибитора для сланцев, показанной выше, непосредственно зависит от выбора кислоты или смеси кислот, используемой для нейтрализации исходных аминовых соединений. Кроме того, должно быть также понятно, что концентрация аминовой соли против концентрации свободного амина зависит от многих факторов, рКа кислоты и рКЬ основания и общего рН бурового раствора. Однако, при наличии такой информации специалист сможет легко рассчитать относительные соотношения непротонированного амина и протонированного амина в композиции бурового раствора.
Было обнаружено, что значение х является показателем способности ингибиторов гидратации сланцев выполнять свою роль. Значение х может представлять собой как целое число, так и дробное число, отражающее среднюю молекулярную массу соединения. В одном варианте осуществления изобретения х может иметь значение от 1 до 25 и предпочтительно имеет значение от 1 до 10.
Важным свойством при выборе агентов ингибирования для сланцев по настоящему изобретению является такое, чтобы выбранные соединения или смесь соединений обеспечивали эффективное ингиби-рование гидратации глинистых сланцев при воздействии бурового раствора на глинистый сланец.
В одном предпочтительном иллюстративном варианте воплощения настоящего изобретения агент ингибирования гидратации сланцев может быть выбран из
H2N-CH2CH2-O-CH2CH2-NH2-[H+B-]d H2N-CH2CH2CH2-O-CH2CH2-O-CH2CH2CH2-NH2-[H+B-]d
NH2-CH2-CH(СН3)-(O-СН2-СН(СН3))8-O-СН2-СH2^ОСН3-[Н+B-]d и смесей этих соединений, и подобных соединений. Н+B- представляет собой протонную кислоту Бренсте-да-Лоури, которая может быть как органической, так и неорганической по природе. Значение d сильно изменяется в зависимости от количества добавленной кислоты, рКа кислоты и рКЬ аминового основания и общего рН бурового раствора. Типично, d имеет значение меньше чем или равное 2. Важным свойством при выборе кислоты является ее способность, по меньшей мере частично, протонировать одну или несколько протонно-акцепторных групп аминового соединения. Иллюстративные примеры подходящей протонной кислоты включают хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания. Специалисту должно быть понятно, что сопряженное основание В- в композиции ингибитора для глинистых сланцев, показанной выше, непосредственно зависит от выбора кислоты или смеси кислот, используемой для нейтрализации исходных аминовых соединений. Кроме того, должно быть также понятно, что концентрация аминовой соли против концентрации свободного амина зависит от многих факторов, рКа кислоты и рКЬ основания и общего рН бурового раствора. Однако при наличии такой информации специалист сможет
- 4 -
008211
легко рассчитать относительные соотношения непротонированного амина и протонированного амина в композиции бурового раствора.
Ингибитор гидратации сланцев должен присутствовать в концентрации, достаточной для снижения обоих типов набухания:
набухания в результате поверхностной гидратации и/или осмотического набухания сланцев. Точное количество ингибитора гидратации сланцев, присутствующего в конкретной композиции бурового раствора, можно определить методом проб и ошибок при испытании комбинации бурового раствора и сланцевой породы, с которой он соприкасается. Однако, как правило, ингибитор гидратации сланцев по настоящему изобретению можно использовать в буровых растворах в концентрации от около 1 до около 18 фунтов на баррель (2,853-51,354 кг/м3) и более предпочтительно в концентрации от около 2 до около 12 фунтов на баррель (5,706-34,236 кг/м3) бурового раствора.
В дополнение к ингибированию гидратации сланцев при помощи агента ингибирования гидратации сланцев достигаются и другие выгодные свойства. В частности, было обнаружено, что агенты ингибиро-вания гидратации сланцев по настоящему изобретению могут также дополнительно характеризоваться их совместимостью с другими компонентами бурового раствора, стойкостью к загрязнениям, термостабильностью и низкой токсичностью. Эти факторы подкрепляют концепцию, что агенты ингибирования гидратации сланцев по настоящему изобретению могут иметь широкое применение как в бурении наземных, так и морских скважин.
Буровые растворы по настоящему изобретению включают утяжелитель для повышения плотности бурового раствора. Основной целью таких утяжелителей является повышение плотности бурового раствора таким образом, чтобы предотвратить обратные выбросы и нерегулируемые выбросы. Специалисту в данной области должно быть известно и понятно, что предотвращение обратных выбросов и нерегулируемых выбросов является важным для безопасности повседневной работы бурильных установок. Таким образом, утяжелитель добавляют к буровому раствору в функционально эффективном количестве, в основном зависящем от природы пласта, в котором происходит бурение.
Утяжелители, подходящие для использования в композиции буровых растворов по настоящему изобретению, как правило, выбирают из любого типа утяжелителей, независимо от того находятся они в твердой форме, в форме частиц, суспендированы в растворе, растворены в водной фазе, что составляет часть способа получения, или добавлены после в процессе бурения. Предпочтительно, когда утяжелитель выбирают их группы, включающей барит, гематит, оксид железа, карбонат кальция, карбонат магния, органические и неорганические соли и смеси и сочетания этих соединений и подобных утяжелителей, которые можно использовать в композиции буровых растворов.
Водная дисперсионная среда, в основном, может представлять любую водную жидкую фазу, которая совместима с композицией бурового раствора и совместима с агентами ингибирования гидратации сланцев, раскрываемыми в настоящем изобретении. В одном предпочтительном варианте осуществления изобретения водную дисперсионную среду выбирают из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и смесей указанных веществ. Количество водной дисперсионной среды должно быть достаточным для образования бурового раствора на водной основе. Это количество может составлять от почти 100% бурового раствора до менее 30% бурового раствора в расчете на объем. Предпочтительно водная дисперсионная среда составляет от около 95 до около 30 об.% и предпочтительно от около 90 до около 40% в расчете на объем бурового раствора.
В дополнение к другим компонентам, указанным выше, к композициям бурового раствора на водной основе необязательно добавляют вещества, обычно называемые гелеобразующими материалами, разбавители и агенты регулирования водоотдачи. Каждое из этих дополнительных веществ может быть добавлено к композиции в такой концентрации, как это необходимо для условий бурения с учетом реологических свойств и функциональности. Типичные гелеобразующие материалы, используемые в буровых растворах на водной основе представляют собой бентонит, сепиолит, глину, аттапульгитовую глину, анионные высокомолекулярные полимеры и биополимеры.
Также к буровым растворам на водной основе часто добавляют разбавители, такие как лигносуль-фонаты. Типично добавляют лигносульфонаты, модифицированные лигносульфонаты, полифосфаты и танины. В других вариантах воплощения изобретения, в качестве разбавителей также добавляют низкомолекулярные полисахариды. Разбавители добавляют к буровому раствору для снижения и контроля за тенденциями к гелеобразованию. Другие функции, которые выполняют разбавители, включают снижение фильтрации и толщины глинистой корки, образующейся на стенках ствола скважины, противодействие действию солей, сведение к минимуму действия воды на породу, в которой происходит бурение, эмульгирование нефти в воде и стабилизацию свойств бурового раствора при повышенных температурах.
К буровым растворам по настоящему изобретению можно добавлять различные агенты регулирования водоотдачи, которые обычно выбирают из группы, состоящей из синтетических органических полимеров, биополимеров и их смесей. К буровым растворам на водной основе по настоящему изобретению также можно добавлять такие агенты регулирования водоотдачи как модифицированный лигнит, полимеры, модифицированные крахмалы и модифицированные целлюлозы. В одном варианте воплощения
- 5 -
008211
изобретения предпочтительно, чтобы выбранные добавки по настоящему изобретению обладали низкой токсичностью и были совместимыми с обычными анионными добавками к буровым растворам, такими как полианионная карбоксиметилцеллюлоза (РАС или CMC), полиакрилаты, частично гидролизованные полиакриламиды (РНРА), лигносульфонаты, ксантановая смола, смеси этих веществ и т.п.
Буровой раствор по настоящему изобретению может также содержать инкапсулирующее вещество, обычно выбираемое из группы, включающей синтетические органические, неорганические и биополимеры и их смеси. Назначением инкапсулирующего вещества является абсорбирование на множестве участков вдоль цепи на частицах глины, связывая, таким образом, эти частицы вместе и инкапсулируя буровой шлам. Такие инкапсулирующие вещества облегчают удаление бурового шлама с меньшей дисперсией бурового шлама в буровом растворе. Инкапсулирующие вещества могут быть по своей природе анионными, катионными, амфотерными или неионными.
Другие добавки, которые могут присутствовать в буровых растворах по настоящему изобретению, включают такие продукты как смазки, усилители пенетрации, пеногасители, ингибиторы коррозии и агенты, препятствующие уходу бурового раствора. Такие соединения должны быть известны специалистам, работающим над композициями буровых растворов на водной основе.
Настоящим изобретением охватывается применение описанных выше буровых растворов. Такое применение должно быть обычной процедурой в области бурения подземных скважин, и специалисты должны оценить такие способы и применения.
Так, один вариант воплощения настоящего изобретения может включать способ снижения набухания сланцеватых глин в скважине, включающий циркуляцию в скважине бурового раствора на водной основе, имеющего состав в соответствии с настоящим изобретением. Предпочтительно, такой раствор может включать водную дисперсионную среду, утяжелитель и ингибитор гидратации сланцев, имеющий формулу
HN-R-{OR'}x-Y-[H+B-]d
Как указано выше, R и R' представляют собой алкиленовые группы, содержащие 1-6 атомов углерода, и х должен иметь значение от 1 до 25. Предпочтительно, х имеет значение от 1 до 10. Группа Y может представлять собой амин или алкоксигруппу, предпочтительно первичный амин или метокси-группу. Кроме того, буровой раствор должен включать ингибитор гидратации сланцев, присутствующий в концентрации, достаточной для снижения набухания глин, с которым сталкиваются в процессе бурения скважин.
Н+B- представляет собой протонную кислоту Бренстеда-Лоури, которая может быть как органической, так и неорганической по природе. Значение d сильно изменяется в зависимости от количества добавленной кислоты, рКа кислоты и рКЬ аминового основания и общего рН бурового раствора. Типично, d имеет значение меньше чем или равное 2. Важным свойством при выборе кислоты является ее способность, по меньшей мере частично, протонировать одну или несколько протоно-акцепторных групп ами-нового соединения. Иллюстративные примеры подходящей протоной кислоты включают хлористоводородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликоле-вую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания. Специалисту должно быть понятно, что сопряженное основание В- в композиции ингибитора для сланцев, показанной выше, непосредственно зависит от выбора кислоты или смеси кислот, используемой для нейтрализации исходных аминовых соединений. Кроме того, должно быть также понятно, что концентрация аминовой соли против концентрации свободного амина зависит от многих факторов, рКа кислоты и рКЬ основания и общего рН бурового раствора. Однако при наличии такой информации специалист сможет легко рассчитать относительные соотношения непротонированного амина и протонированного амина в композиции бурового раствора.
В другом варианте воплощения изобретения способ включает способ снижения набухания сланцев в скважине, включающий циркуляцию в скважине бурового раствора на водной основе, композиция которого была получена в соответствии с указаниями, содержащимися в настоящем раскрытии.
Следующие далее примеры включены для демонстрации предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения. Специалистам должно быть понятно, что раскрытия, приведенные в представленных ниже примерах, представляют собой способы, которые, как было обнаружено авторами настоящего изобретения, хорошо работают при осуществлении на практике настоящего изобретения и, таким образом, могут рассматриваться как составляющие предпочтительные способы его осуществления. Однако специалистам, в свете настоящего раскрытия, должно быть понятно, что возможны различные изменения в конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения, которые были описаны, с получением при этом аналогичного или подобного результата, не выходя за рамки настоящего изобретения.
Если не указано иное, все исходные вещества являются коммерчески доступными и используют стандартное лабораторное оборудование и приемы. Испытания проводили в соответствии с процедурами API Bulletin RP 13B-2, 1990. Для описания результатов, обсуждаемых в примерах, в некоторых случаях используются следующие сокращения.
- 6 -
008211
"ПВ" означает пластическую вязкость (сПз), которая является одной переменной, используемой при расчете вязкостных характеристик бурового раствора.
"ПТ" означает предел текучести (ф/100 фт2), что является другой переменной, используемой при расчете вязкостных характеристик буровых растворов.
"ГЕЛИ" (ф/100 фт2) является мерой характеристик суспендирования и тиксотропных свойств бурового раствора.
"F/L" означает водоотдачу по API и представляет измерение водоотдачи в миллилитрах бурового раствора при 100 ф/дюйм2. Пример 1.
В настоящем примере были испытаны различные полиоксиалкиламины для определения их способности функционировать в качестве ингибиторов гидратации глинистых сланцев.
Описанное ниже испытание проводили для демонстрации максимального количества бентонита API, которое может быть ингибировано при однократной обработке ингибитором гидратации глинистых сланцев по настоящему изобретению в концентрации 10 фунтов на баррель (28,53 кг/м3)) в течение нескольких дней. Процедура испытания предусматривает использование сосудов емкостью в пинтах, которые заполняли эквивалентным 1 баррелю количеством водопроводной водой и около 10 ф/баррель (28,53 кг/м3) ингибитора гидратации глинистых сланцев. Водопроводную воду использовали в качестве контрольного образца. Все образцы доводили до значения рН по меньшей мере 9 и обрабатывали примерно 10 ф/баррель (28,53 кг/м3) M-I GEL (бентонит) при средней скорости сдвига. После перемешивания в течение примерно 30 мин измеряли реологические характеристики и затем образцы подвергали температурному старению в течение ночи при около 150°F. После охлаждения образцов измеряли их реологические характеристики и значения рН и записывали показания. Затем все образцы снова доводили до значения рН по меньшей мере 9, а затем их снова обрабатывали бентонитом, как описано выше.
Эту процедуру осуществляли для каждого образца до тех пор, пока все образцы не стали слишком вязкими для измерения. В табл. 1-6 представлены данные, иллюстрирующие эффекты ингибирования гидратации сланцев в соответствии с настоящим изобретением путем ежедневного добавления бентонита в водопроводную воду, обработанную различными ингибиторами по настоящему изобретению. Как это используется ниже, Jaffamine D-230 представляет собой полиоксиалкилдиамин, доступный от фирмы Huntsman Chemicals, a S-2053 представляет собой полиоксиэтилендиамин, доступный от фирмы Champion Chemicals.
Таблица 1. Реологические данные, 600 об./мин
Данные температурного старения - рН 11,0-11,8
10 ф/баррель (28,53 кг/мЗ)
M-I Gel
Jaffamine D-230
S-2053
141
100
300 +
110
169
120
300 +
- 7 -
008211
Таблица 2. Реологические данные, 300 об./мин
Данные температурного старения - рН 11,0-11,8
10 ф/баррель (28,53 кг/мЗ)
M-I Gel
Jaffamine D-230
S-2053
100
290
110
120
186
Таблица 3. Реологические данные, 3 об./мин
Данные температурного старения - рН 11,0-11,8
10 ф/баррель (28,53 кг/мЗ)
M-I Gel
Jaffamine D-230
S-2053
100
110
120
- 8 -
008211
Таблица 4. Гели, 10 мин
Данные температурного старения - рН 11,0-11,8
10 ф/баррель(28,53 кг/мЗ)
M-I Gel
Jaffamine D-230
S-2053
100
110
120
Таблица 6. Предел текучести
Данные температурного старения - рН 11,0-11,8
10 ф/баррель (28,53 кг/мЗ)
M-I Gel
Jaffamine D-230
S-2053
100
110
120
При рассмотрении приведенных выше данных в табл. 1-6 специалист может видеть, что диоксиэти-лендиаминовый продукт (S-2053) показывает хорошие характеристики и свойства ингибирования гидратации сланцев.
Пример 2.
Проводили оценку диоксиэтилендиаминового продукта, который был нейтрализован в испытываемом растворе хлористо-водородной кислотой до рН около 9,0. Результаты, представленные в табл. 7-12, показывают эксплуатационные характеристики буровых растворов по настоящему изобретению при значении рН около 9,0.
- 9 -
008211
Таблица 7. Реологические данные, 600 об./мин
Данные температурного старения - рН 9,0
10 ф/баррель(28,53 кг/мЗ)
M-I Gel
Jaffamine D-230
S-2053
100
110
120
130
140
140
160
180
170
204
Таблица 8. Реологические данные, 300 об./мин
Данные температурного старения - рН 9,0
10 ф/баррель(28,53 кг/мЗ)
M-I Gel
Jaffamine D-230
S-2053
100
110
120
130
140
140
160
130
170
150
- 10 -
008211
Таблица 9. Реологические данные, 3 об./мин
Данные температурного старения - рН 9,0
10 ф/баррель (28,53 кг/мЗ)
M-I Gel
Jaffamine D-230
S-2053
100
110
120
130
140
140
160
170
Таблица 10. Гели, 10 мин
Данные температурного старения - рН 9,0
10 ф/баррель(28,53 кг/мЗ)
M-I Gel
Jaffamine D-230
S-2053
(-1)
100
110
120
130
140
140
160
170
- 11 -
008211
Таблица 11. Данные пластической вязкости
Данные температурного старения - рН 9,0
10 ф/баррель (28,53 кг/мЗ)
M-I Gel
Jaffamine D-230
S-2053
100
110
120
130
140
140
160
170
Таблица 12. Данные предела текучести
Данные температурного старения - рН 9,0
10 ф/баррель (28,53 кг/мЗ)
M-I Gel
Jaffamine D-230
S-2053
100
110
120
130
140
150
160
170
При рассмотрении приведенных выше данных в табл. 7-12 специалист может видеть, что диокси-этилендиаминовый продукт (S-2053) показывает хорошие характеристики и свойства ингибирования гидратации глинистых сланцев при значении рН около 9,0.
Пример 3.
Для дополнительной демонстрации эксплуатационных характеристик буровых растворов, композиция которых была получена в соответствии с указаниями настоящего изобретения, осуществляли испытание с использованием испытательной установки для определения твердости сыпучих веществ. ВР Bulk
- 12 -
008211
Hardness Tester представляет собой устройство, сконструированное для оценки твердости обломков выбуренных глинистых сланцев, подвергающихся воздействию бурового раствора, что, в свою очередь, можно отнести к ингибирующим свойствам испытываемого бурового раствора. В этом испытании обломки сланцев подвергают перемешиванию при вращении при повышенной температуре в испытываемом буровом растворе при 150°F в течение 16 ч. Кусочки сланцев просеивают через сито и затем помещают в ВР Bulk Hardness Tester. Установку закрывают и, используя динамометрический гаечный ключ, регистрируют силу, используемую для экструдирования шлама через пластину с отверстиями. В зависимости от состояния гидратации и твердости частиц шлама и используемого бурового раствора, область плато вращающего момента достигается с началом экструзии частиц шлама. Альтернативно, вращающий момент может продолжать увеличиваться, что обычно бывает с более твердыми образцами шлама. Поэтому чем больше число вращающего момента, тем более высокими ингибирующими свойствами обладает система бурового раствора. Иллюстративные данные, полученные с использованием трех различных концентраций каждого испытываемого продукта с тремя разными образцами бурового шлама, представлены ниже.
Таблица 13. Данные твердости сыпучего вещества
Кусочки породы Агпе
Число оборотов
S-2053 При 1%
S-2053 при 3%
S-2053 при 5%
D-230 при 1%
D-230 при 3%
D-230 при 5%
110
160
180
100
200
240
120
230
260
130
240
290
130
250
310
140
290
330
100
170
200
150
- 13 -
008211
Таблица 14. Данные твердости сыпучего вещества
Глина Foss Eikeland
Число оборотов
S-2053 при 1%
S-2053 при 3%
S-2053 при 5%
D-230 При 1%
D-230 при 3%
D-230 при 5%
280
290
230
310
200
330
230
260
290
Таблица 15. Данные твердости сыпучего вещества
Глина Oxford
Число оборотов
S-2053 при 1%
S-2053 при 3%
S-2053 при 5%
D-230 при 1%
D-230 при 3%
D-230 при 5%
180
250
100
160
190
100
205
200
130
210
220
130
210
220
120
200
210
130
210
210
150
220
240
250
При рассмотрении приведенных выше данных в табл. 13-15 специалист может видеть, что буровые растворы, композиция которых была получена в соответствии с раскрытием настоящего изобретения, предотвращают гидратацию различных типов сланцеватых глин и, таким образом, могут обеспечивать
- 14 -
008211
хорошие эксплуатационные свойства при бурении подземных скважин, в которых встречаются такие сланцеватые глины. Пример 4.
В этом примере испытывали полиоксиэтиленпропилендиамин RMR 8-38, доступный от фирмы Champion Chemicals, для определения его способности выполнять функции ингибитора для сланцев, как описано в настоящем изобретении. Сосуды объемом в пинтах заполняли эквивалентным 1 баррелю количеством водопроводной водой и образцом для испытаний, значение рН доводили по меньшей мере до 9 и обрабатывали примерно 50 ф/баррель (142,65 г/м3) M-I GEL (бентонит) при средней скорости сдвига. После перемешивания в течение примерно 30 мин измеряли реологические характеристики и затем образцы подвергали температурному старению в течение ночи при около 150°F. После перемешивания при вращении образцов измеряли их реологические характеристики и значения рН и записывали показания. Представленные ниже данные (табл. 16) наглядно показывают, как влияет добавление около 50 ф/баррель (142,65 кг/м3) бентонита в водопроводную воду, обработанную ингибиторами сланцев по настоящему изобретению, на реологические характеристики.
Таблица 16. Ингибирование бентонита - 50 г M-I GEL
Данные температурного старения - при рН 8
600
300
200
100
D-230
S-2053
RMR 838
Гели 10 сек
Гели 10 мин
D-230
7,7
S-2053
7,6
RMR 838
7,0
Результаты приведенного выше примера показывают превосходное ингибирующее действие буровых растворов, композиции которых были получены в соответствии с настоящим изобретением. Пример 5.
Испытание дисперсионных свойств и твердости сыпучего вещества методом ВР проводили с использованием кусочков породы Аrne с перемешиванием при вращении при повышенной температуре около 40,0 г бурового шлама со стандартным размером частиц около 5-8 меш США в эквивалентном 1 баррелю количестве глинистого раствора в течение около 16 ч при около 150°F. Глинистый раствор представлял собой водный раствор лигносульфоната, утяжеленный 18,3 ф/галлон (52,21 кг/м3) барита от Murphy E &P, Vermilion Parish, Louisiana. После перемешивания с вращением при высокой температуре кусочки породы просеивали через стандартное сито США 20 меш и промывали 10% водным раствором КС1, и сушили с получением процентного количества восстановленного вещества. Аналогичную процедуру использовали для получения кусочков породы для установки определения твердости сыпучих веществ ВР (ВР Bulk Hardness Tester), как описано выше. Следующие результаты представляют данные этих испытаний и представлены в табл. 17 и 18.
Таблица 17. Испытание дисперсии сланцеватой глины
Кусочки породы Агпе (4,6-8,0 мм)
Общее восстановленное количество, %
Базовый глинистый раствор
<5
Базовый глинистый раствор + Jeffamine D230
> 90
Базовый глинистый раствор + специальные продукты S-2053
> 90
- 15 -
008211
Таблица 18. Данные твердости сыпучих веществ
Количество
Базовый
Базовый
Базовый
оборотов
глинистый
глинистый
глинистый
раствор
раствор + 3%
раствор + 3%
D230
S-2053
* *
* *
* *
* *
* *
100
105
120
140
150
120
210
180
**Указывает, что обломки породы растворялись и испытание нельзя было проводить
Реологические данные Данные теплового старения - Исходные
Базовый глинистый
Базовый глинистый
раствор
раствор + 3% S-2053
Реологические
характеристики при 600 об/мин
158
150
Реологические
характеристики при 300 об/мин
Реологические
характеристики при 3 об/мин
Гели
5 сек
10 мин
Пластическая вязкость
Предел текучести
- 16 -
008211
Реологические данные
Данные теплового старения после испытания дисперсионных свойств - Обломки породы Агпе (40 г)
Базовый глинистый раствор
Базовый глинистый раствор + 3% 2053
Реологические характеристики при 600 об/мин
300
165
Реологические характеристики при 300 об/мин
270
Реологические характеристики при 3 об/мин
Гели
5 сек 57 8 10 мин 134 15
Пластическая вязкость
Предел текучести
9,1
12,7
При рассмотрении приведенных выше данных в табл. 17-18 специалист может видеть, что буровые растворы, композиция которых была получена так, что представляет собой композицию бурового раствора по настоящему изобретению, предотвращают гидратацию различных типов сланцеватых глин и, таким образом, могут обеспечивать хорошие эксплуатационные свойства при бурении подземных скважин, в которых встречаются такие сланцеватые глины.
Пример 6.
В этой процедуре в сосуд объемом в пинтах загружали эквивалентным 1 баррелю количеством водопроводной воды и образцом для испытания, доводили уровень рН до по меньшей мере 9 и обрабатывали гелем M-I GEL (бентонит) в количестве 50 ф/баррель (142,65 кг/м3) при средней скорости сдвига. После перемешивания в течение 30 мин измеряли реологические свойства, и затем образцы подвергали температурному старению при 150°F. После охлаждения образцов записывали их реологические свойства и рН. Представленные ниже данные иллюстрируют как добавление 5 ф/баррель (14,265 кг/м3) бентонита в водопроводную воду, обработанную экспериментальными ингибиторами, влияет на реологические свойства.
Испытание гидратации бентонита Исходные реологические характеристики
Добавка
Об/мин
Jeffamine М-600
600
300
200
100
*Если показания при 600 об/мин больше, чем 300, больше
никакие показания не определяли. Jeffamine M-600 представляет собой полиалкоксиалкенамин от Huntsman Chemicals.
- 17 -
008211
Испытание гидратации бентонита Исходные реологические характеристики
Добавка
Гели 10 сек
Гели 10 мин
Jeffamine М-600
11/1
Испытание гидратации бентонита Реологические свойства после температурного старения (150°F)
Добавка
Об/мин
600
300
200
100
Jeffamine М-600
*Если показания при 600 об/мин больше, чем 300, больше
никакие показания не определяли.
Испытание гидратации бентонита Реологические свойства после температурного старения (150°F)
Добавка
Гели 10 сек
Гели 10 мин
Jeffamine М-600
11,1
На основании приведенных выше результатов специалистам должно быть понятно, что Jeffamine M-600 является соединением формулы
КН2-СН(СНз)-СН2-(0-СН2-СН(СНз))8-0-СН2-СН2-ОСНз и в объеме настоящего изобретения показал хорошие эксплуатационные характеристики в качестве ингибиторов гидратации глинистых сланцев.
Пример 7.
Следующее испытание проводили для определения максимального количества бентонита API, которое может быть ингибировано однократной обработкой 10 фунтов на баррель (ф/баррель) (28,53 кг/м3) ингибитора для сланцев по настоящему изобретению в течение нескольких дней. Процедура этого испытания предусматривает использование сосудов объемом в пинтах, в которые загружают эквивалентным 1 баррелю количеством водопроводной воды и 10 ф/баррель(28,53 кг/м3) ингибитора сланцев. Водопроводную воду использовали в качестве контрольного образца. Все образцы доводили до рН по меньшей мере 9 и обрабатывали M-I GEL (бентонит) в количестве 10 ф/баррель при средней скорости сдвига. После перемешивания в течение 30 мин измеряли реологические свойства и образцы подвергали температурному старению в течение ночи при 150°F. После охлаждения образцов регистрировали их реологические характеристики и рН. Затем все образцы доводили до уровня рН по меньшей мере 9, а затем их снова обрабатывали бентонитом, как описано выше. Эту процедуру осуществляли для каждого образца до тех пор, пока они не становились слишком вязкими для измерения. В представленных ниже таблицах приводятся репрезентативные данные, показывающие эффект ингибирования сланцев по настоящему изобретению путем ежедневного добавления бентонита в водопроводную воду, обработанную ингибиторами, указанными вверху каждой колонки.
- 18 -
008211
Таблица 19. Реологические характеристики при 600 об./мин после температурного старения (150°F)
Бентонит (ф/баррель)(кг/мЗ)
Основа
Jeffamine М-600
30 (85,59)
162
40 (114,12)
300*
50 (142,65)
60 (171,18)
146
70 (199,71)
259
80 (228, 24)
90 (256, 77)
*Если показания при 600 об/мин больше, чем 300, больше
никакие показания не определяли.
Таблица 20. Реологические характеристики при 300 об./мин после температурного старения (150°F)
Бентонит (ф/баррель) (кг/мЗ)
Основа
Jeffamine М-600
30 (85,59)
112
40 (114,12)
50 (142,65)
60 (171,18)
70 (199,71)
121
80 (228,24)
90 (256,77)
ца 21. Реологические характеристики при 3 об./мин после температурного старения (
Бентонит (ф/баррель)(кг/мЗ)
Основа
Jeffamine М-600
30 (85,59)
40 (114,12)
132
50 (142,65)
60 (171,18)
70 (199,71)
80 (228,24)
90 (256,77)
- 19 -
008211
Таблица 22
Бентонит (ф/баррель)(кг/мЗ)
Основа
Jeffamine
30 (85, 59)
40 (114,12)
184
50 (142,65)
60 (171,18)
70 (199,71)
80 (228,24)
90 (256,77)
Таблица 23. Пластическая вязкость - после температурного старения (150°F)
Бентонит (ф/баррель)(кг/мЗ)
Основа
Jeffamine М-600
30 (85,59)
40 (114,12)
50 (142,65)
60 (171,18)
70 (199, 71)
138
80 (228,24)
90 (256, 77)
Таблица 24. Предел текучести - после температурного старения (150°F)
Бентонит (ф/баррель)(кг/мЗ)
Основа
Jeffamine M-600
30 (85,59)
40(114,12)
50 (142,65)
60 (171,18)
70 (199,71)
80 (228,24)
90 (256,77)
Рассмотрев приведенные выше реологические данные, специалисту должно быть понятно и очевидно, что Jeffamine M-600 функционирует как ингибитор гидратации сланцеватых глин в объеме настоящего изобретения.
Пример 8.
Следующие испытания проводили для демонстрации того, что раскрытые выше эффекты ингиби-рования сланцев можно достичь с использованием соли кислоты Бренстеда-Лоури (т.е. протонной кислоты) указанных выше соединений.
Синтез соли.
Синтез солей из свободных аминовых соединений является простым и должен быть хорошо известен квалифицированным специалистам среднего уровня. В одном способе соль образуется in situ в полностью сформулированном буровом растворе путем добавления кислоты непосредственно к буровому раствору. Альтернативно, аминовое соединение сначала нейтрализуют кислотой, а затем соль добавляют к буровому раствору. При осуществлении реакции нейтрализации между соединением амина и кислотой можно использовать как концентрированную, так и разбавленную кислоту. При использовании концентрированной кислоты типично образуется суспензия соли. Когда кислоту разводят в воде, образуется водный раствор, содержащий соль амина. В представленной ниже таблице приводятся в качестве примера данные вязкостей продукта, полученного при нейтрализации Jeffamine D-230 различными кислотами до установленных значений рН.
- 20 -
008211
Кислота
Вязкость (сантипуазы) при рН 9,5
Вязкость (сантипуазы) при рН 10,5
Хлористоводородная
275 сПз
98 сПз
Азотная
610 сПз
120 сПз
Уксусная
1425 сПз
33 сПз
Лимонная
2000 сПз
180сПз
Фосфорная
взвесь
взвесь
В приведенных выше примерах осуществляли частичную нейтрализацию добавлением кислоты к амину так, чтобы получить желаемое значение рН. Альтернативно, один или несколько эквивалентов кислоты можно смешивать с соединением амина с доведением рН полученного раствора до нейтрального значения, равного 7, или слабо-кислотного значения. В таких случаях соль аминового соединения может быть восстановлена с использованием традиционных способов, известных специалистам в данной области техники.
Буровой раствор/Композиция бурового раствора
Композиция бурового или глинистого раствора, который включает указанные выше соединения, является, за исключением включения указанных выше соединений, традиционной. Иллюстративная композиция базового бурового раствора приводится в таблице ниже.
Компонент
Количество
Вода
278
Морская соль
11, 91
Соль
70, 91
Инкапсулирующее вещество
2,00
Polypac UL
2, 00
Duo-Vis
0,73
Барит
117,7
Rev Dust
25, 0
В иллюстративных композициях бурового раствора по настоящему изобретению используют указанную выше композицию бурового раствора, и они включают около 2-3 мас.% ингибитора гидратации сланцев. Ингибитор гидратации сланцев добавляют до добавления Rev Dust или любых других глинистых компонентов.
Описанная выше композиция бурового раствора, содержащая различные ингибиторы гидратации сланцев, показала следующие свойства
- 21 -
008211
Ингибитор
D-230, соль
JLB-352, соль
JLB-354, соль
гидратации
НС1
НС1
НС1
сланцев
9,8
9,8
9,8
Реология при 120°F
600
109
110
300
200
100
Гели
10 мин
10 сек
Водоотдача по
4,2 мл
3,4 мл
3,6 мл
API
В приведенной выше таблице JLB-352 представляет собой этиленгликолевый эфир диамин, a JLB-354 представляет собой пропиленгликолевый эфир диамин, доступные от Champion Chemicals.
Рассмотрев представленные выше данные, специалист должен понять и оценить, что представленная выше композиция демонстрирует свойства, делающие ее полезной в качестве бурового раствора. Дисперсия, полученная перемешиванием с вращением при высокой температуре
Следующие эксперименты осуществляли для иллюстрации свойств соединений по настоящему изобретению по ингибированию гидратации сланцев. Испытание дисперсии, полученной перемешиванием при вращении при высокой температуре, проводили с использованием сланцевой породы Агтю, сланцевой породы Foss Eikeland и настоящего бурового шлама, извлеченного из буровой скважины. Образцы сланцевой породы добавляли к полностью сформированному буровому раствору, включающему ингибитор гидратации сланцев и добавляли Rev Dust в количестве 10 г частиц породы в эквивалентном 1 баррелю количестве полученных лабораторным способом буровых растворов. Полученную смесь перемешивали при вращении в течение 16 ч при 150°F. После перемешивания оставшиеся в буровом растворе кусочки породы просеивали через сито 20 меш США и отмывали от бурового раствора 10% водным раствором хлорида калия. После сушки образцов и их взвешивания подсчитывали процент восстановленного сланца. Результаты представлены в качестве примера в приведенной ниже таблице
Ингибитор гидратации сланцев
Сланцы Агпе
Foss Eikeland
Буровой шлам из скважины
D-230, соль НС1
JLB-352, соль НС1
JLB-354, соль НС1
Рассмотрев представленные выше данные, специалист должен понять и оценить, что соли амина по настоящему изобретению демонстрируют свойства ингибирования гидратации сланцев, делающие их полезными в качестве агентов ингибирования гидратации сланцев в буровых растворах.
Испытание стойкости по Слейку (Slake)
Аппарат Слейка для испытания стойкости состоит из латунной проволочной сетки с размером отверстий 1 мм, вращающейся при 40 об./мин в пластмассовых резервуарах. Примерно 50% сетки погружено в примерно 350 мл испытываемого раствора. 25-30 г испытываемых кусочков породы помещают в проволочную сетку для испытания стойкости по Слейку и сетку помещают в резервуар, заполненный эквивалентным 1 баррелю количеством испытываемого раствора, и вращают в течение 4 ч. По завершении вращательного процесса проволочную сетку извлекают из резервуара и окунают в ванну с 10% раствором хлорида калия для смывки какого-либо избыточного количества испытываемого раствора с кусочков породы. Затем кусочки породы извлекают из проволочной сетки, сушат при 220°F и взвешивают. Подсчитывают процент извлеченных кусочков породы, при этом более высокий процент извлечения указывает на эффективность агента ингибирования гидратации сланцев. Данные представлены в качестве примера в приведенной ниже таблице
- 22 -
008211
Ингибитор гидратации сланцев
Сланцы Агпе (% извлечения)
Foss Eikeland (% извлечения)
Буровой шлам из скважины (% извлечения)
D-230, соль НС1
JLB-352, соль НС1
JLB-354, соль НС1
Рассмотрев представленные выше данные, специалист должен понять и оценить, что соли амина по настоящему изобретению демонстрируют свойства ингибирования гидратации сланцев, делающие их полезными в качестве агентов ингибирования гидратации сланцев в буровых растворах.
Пример 9.
Следующие испытания проводили для демонстрации того, что раскрытые выше эффекты ингибирования сланцев можно достичь с использованием солей различных кислот Бренстеда-Лоури (т.е. протонных кислот) указанных выше соединений. Синтез соли амина осуществляли, как описано выше. Пресную воду использовали в качестве базового раствора в этом примере.
Дисперсия, полученная перемешиванием с вращением при высокой температуре: Следующие эксперименты осуществляли для иллюстрации свойств соединений по настоящему изобретению по ингибированию гидратации сланцев. Испытание дисперсии, полученной перемешиванием при вращении при высокой температуре, проводили с использованием образцов сланцевой породы Oxford, сланцевой породы Foss Eikeland и настоящего бурового шлама, извлеченного из буровой скважины. К 350 мл пресной воды, содержащей 10,5 г ингибитора для сланцев, добавляли 10 г кусочков породы. Полученную смесь перемешивали при вращении в течение 16 ч при 150°F. После перемешивания оставшиеся в буровом растворе кусочки породы просеивали через сито 20 меш США и отмывали от бурового раствора 10% водным раствором хлорида калия. После сушки образцов и их взвешивания подсчитывали процент извлеченного сланца. Результаты представлены в качестве примера в приведенной ниже таблице.
Ингибитор гидратации сланцев D-230, соль кислоты
Сланцы Oxford (% извлечения)
Сланцы Foss Eikeland (% извлечения)
Буровой шлам из скважины
извлечения)
Хлористоводородной кислоты
89, 0
45,0
43, 9
Уксусной кислоты
88,0
72,4
47, 6
Лимонной кислоты
87,0
78, 0
30, 9
Азотной кислоты
87,6
69,1
45, 7
Фосфорной кислоты
87,8
69,1
42, 6
Рассмотрев представленные выше данные, специалист должен понять и оценить, что аминовые соли различных протонных кислот по настоящему изобретению демонстрируют свойства ингибирования гидратации сланцев, делающие их полезными в качестве агентов ингибирования гидратации сланцев в буровых растворах.
В свете представленного выше раскрытия, специалист в данной области должен понять и оценить, что один иллюстративный вариант воплощения настоящего изобретения включает буровой раствор на водной основе для использования при бурении скважин через породу, содержащую глинистые сланцы, набухающие в присутствии воды. В таком иллюстративном варианте воплощения изобретения буровой раствор включает водную дисперсионную среду, утяжелитель и агент ингибирования гидратации сланцев. Предпочтительно агент ингибирования гидратации сланцев имеет формулу
H2N-R-{OR'}x-Y[H+B-]d,
в которой R и R' представляют собой алкиленовые группы, содержащие 1-6 атомов углерода, и х имеет значение от около 1 до около 25. Группа Y представляет собой амин или алкоксигруппу, предпочтительно, первичный амин или метоксигруппу. Анион В- является сопряженным основанием кислоты, предпочтительно протонной кислоты Бренстеда-Лоури. Значение d зависит от степени протонирования ами
- 23 -
008211
нового соединения, однако, как правило, d имеет значение, равное или меньше чем 2. Иллюстративные примеры подходящей протонной кислоты включают хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную и их сочетания.
Агент ингибирования гидратации сланцев должен присутствовать в концентрации, достаточной для снижения набухания и гидратации сланцев.
В одном аспекте этого иллюстративного варианта воплощения изобретения х имеет среднее значение в пределах от 1 до 25 и предпочтительно от 1 до 10. В другом аспекте этого иллюстративного варианта воплощения изобретения R и R' представляют собой алкиленовые группы, содержащие разное количество атомов углерода. Композиция иллюстративного бурового раствора должна быть составлена так, чтобы включать агент ингибирования гидратации сланцев, отличающийся низкой токсичностью и совместимостью с анионными компонентами бурового раствора. Предпочтительно, когда в представленных иллюстративных вариантах воплощения изобретения водную дисперсионную среду выбирают из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей. Кроме того, иллюстративные буровые растворы могут содержать агент регулирования водоотдачи, выбранный из группы, включающей органические полимеры, крахмалы и их смеси. Также может быть включен инкапсулирующий агент и предпочтительно инкапсулирующий агент может быть выбран из группы органических и неорганических полимеров и их смесей. Иллюстративный буровой раствор может содержать утяжелитель, выбранный из барита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, карбоната магния, органических и неорганических солей магния, хлорида кальция, бромида кальция, хлорида магния, галогенидов цинка и их сочетаний.
Другой иллюстративный вариант воплощения настоящего изобретения включает буровой раствор на водной основе для использования при бурении скважин через породу, содержащую глинистые сланцы, набухающие в присутствии воды. В таком иллюстративном варианте воплощения изобретения буровой раствор может включать: водную дисперсионную среду, утяжелитель и агент ингибирования гидратации сланцев, выбранный из группы
H2N-CH2CH2-O-CH2CH2-NHr
H2N-CH2CH2CH2-O-CH2CH2-O-CH2CH2CH2-NH2[K+B-]d NH2-CH2-CH(СНз)-(O-(С Н2-СН(СНз))8-O-СН2-СН2-ОСНз•[Н+B-]d
и их смесей. Группа В- представляет собой сопряженное основание кислоты, предпочтительно выбранной из группы кислот Бренстеда-Лоури, включающей хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоты и их сочетания. Значение d зависит от эквивалентов присутствующей кислоты, а также от рКа кислоты, рКЬ амина и рН композиции бурового раствора. Однако, как правило, d имеет значение, равное или меньше чем 2. Агент ингибирования гидратации должен присутствовать в концентрации, достаточной для снижения набухания глины.
В одном аспекте этого иллюстративного варианта воплощения изобретения водная дисперсионная среда может быть выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей. Кроме того, иллюстративные буровые растворы могут содержать агент регулирования водоотдачи, выбранный из органических полимеров, крахмалов и их смесей.
Кроме того, иллюстративный буровой раствор может также содержать инкапсулирующий агент, выбранный из органических и неорганических полимеров и их смесей. Предпочтительно, когда утяжелитель в представленном иллюстративном варианте воплощения настоящего изобретения выбирают из барита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, карбоната магния, органических и неорганических солей магния, хлорида кальция, бромида кальция, хлорида магния, галогенидов цинка и их сочетаний.
Настоящее изобретение также включает способ снижения набухания сланцеватых глин, встречающихся при бурении подземных скважин. В одном иллюстративном варианте воплощения настоящего изобретения этот способ включает циркулирование в подземной скважине в процессе бурения указанной скважины бурового раствора на водной основе, который включает водную дисперсионную среду и агент ингибирования гидратации сланцев, имеющий формулу
H2N-R-{OR'}x-Y[H+B-]d
в которой R и R' представляют собой алкиленовые группы, содержащие 1-6 атомов углерода, и х имеет значение от около 1 до около 25 и предпочтительно от около 1 до около 10. Группа Y представляет собой амин или алкоксигруппу, предпочтительно первичный амин или метоксигруппу. Группа В- является сопряженным основанием протонной кислоты, предпочтительно выбранной из группы кислот Бренстеда-Лоури, включающей хлористо-водородную, бромист-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, ма-леиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоты и их сочетания. Значение d зависит от эквивалентов присутствующей кислоты, а также от рКа кислоты, рКЬ амина и рН композиции бурового раствора. Однако, как правило, d имеет значение равное или меньше чем 2. Как указано выше, агент
- 24 -
008211
ингибирования гидратации сланцев должен присутствовать в концентрации, достаточной для снижения набухания сланцеватой глины. Агент ингибирования гидратации сланцев может дополнительно характеризоваться низкой токсичностью и совместимостью с анионными компонентами бурового раствора.
Другой иллюстративный вариант воплощения настоящего изобретения включает способ снижения набухания сланцеватых глин, встречающихся при бурении подземных скважин, где способ включает: циркулирование в подземной скважине бурового раствора на водной основе. Раствор, используемый в иллюстративном способе, имеет композицию, включающую водную дисперсионную среду, утяжелитель и функционально эффективную концентрацию агента ингибирования гидратации сланцев, выбранного из группы
Н2N-СН2СН2-O-СН2СН2-NН2•
H2N-CH2CH2CH2-O-CH2CH2-O-CH2CH2CH2-NH2•[Н+B-]d NH2-CH2-CH(СНз)-(O-СН2-СН(СНз))8-O-СН2-СН2-ОСНз•[Н+B-]d
и смесей этих соединений. Группа В- является сопряженным основанием протонной кислоты, предпочтительно выбранной из группы кислот Бренстеда-Лоури, включающей хлорист-водородную, броми-сто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галоген-замещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоты и их сочетания. Значение d зависит от эквивалентов присутствующей кислоты, а также от рКа кислоты, рКЬ амина и рН композиции бурового раствора. Однако, как правило, d имеет значение, равное или меньше чем 2. Агент ингибирования гидратации сланцев должен присутствовать в концентрации, достаточной для снижения набухания сланцеватых глин. Предпочтительно, когда в этом иллюстративном способе водную дисперсионную среду выбирают из пресной и морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей.
Хотя композиции и способы по настоящему изобретения были описаны как предпочтительные варианты осуществления изобретения, специалистам должно быть понятно, что возможны различные варианты описанного способа без отступления от сути и объема изобретения. Все такие замены и модификации, очевидные для специалистов, охватываются объемом и концепцией настоящего изобретения, как представлено ниже в формуле изобретения.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Буровой раствор на водной основе для применения при бурении скважин через породу, содержащую глинистые сланцы, набухающие в присутствии воды, при этом буровой раствор включает
водную дисперсионную среду; утяжелитель и
агент ингибирования гидратации сланцев, имеющий формулу
H2N-R-{OR'}x-Y[H+B-]d в которой R и R' представляют собой алкиленовые группы, содержащие 1-6 атомов углерода, и х имеет значение от 1 до 25, и Y представляет собой амин или алкоксигруппу, и В- является сопряженным основанием кислоты, и d имеет значение, равное или меньше чем 2,
где агент ингибирования гидратации сланцев присутствует в буровом растворе в концентрации, достаточной для снижения набухания сланцев.
2. Буровой раствор по п.1, где х имеет среднее значение в пределах от 1 до 10.
3. Буровой раствор по п.1, где R и R' представляют собой алкиленовые группы, содержащие разное количество атомов углерода или одинаковое количество атомов углерода.
4. Буровой раствор по п.1, где Н+B- представляет собой протонную кислоту, выбранную из группы, состоящей из органических кислот и неорганических кислот.
5. Буровой раствор по п.1, где В- является сопряженным основанием кислоты, выбранной из группы, включающей хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, малеино-вую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания.
6. Буровой раствор по п.1, где агент ингибирования гидратации сланцев дополнительно характеризуется низкой токсичностью и совместимостью с анионными компонентами бурового раствора.
7. Буровой раствор по п.1, где водная дисперсионная среда выбрана из: пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей.
8. Буровой раствор по п.1, где буровой раствор дополнительно содержит агент регулирования водоотдачи, выбранный из группы, состоящей из органических полимеров, крахмала и их смесей.
9. Буровой раствор на водной основе для применения при бурении скважин через породу, содержащую глинистые сланцы, набухающие в присутствии воды, при этом буровой раствор включает
водную дисперсионную среду; утяжелитель
- 25 -
008211
и агент ингибирования гидратации сланцев, выбранный из группы H2N-CH2CH2-O-CH2CH2-NH2- [H+B-]d H2N-CH2CH2CH2-O-CH2CH2-O-CH2CH2CH2-NHr [H+B-]d NH2-CH2-CH(CHз)-(O-CH2-CH(CHз))8-O-СН2-СН2-ОСНз• [НТЗ-к где В- является сопряженным основанием протонной кислоты и d имеет значение равное или меньше чем 2,
где агент ингибирования гидратации сланцев присутствует в буровом растворе в концентрации, достаточной для снижения набухания глины.
10. Буровой раствор по п.9, где водная дисперсионная среда выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей.
11. Буровой раствор по п.10, где буровой раствор дополнительно содержит агент регулирования водоотдачи, выбранный из группы, состоящей из органических полимеров, крахмала и их смесей.
12. Буровой раствор по п.11, где буровой раствор дополнительно содержит инкапсулирующий агент, выбранный из группы, состоящей из органических и неорганических полимеров и их смесей.
13. Буровой раствор по п.11, где В- является сопряженным основанием кислоты, выбранной из группы, включающей хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, ма-леиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания.
14. Способ снижения набухания сланцеватых глин, встречающихся при бурении подземных скважин, включающий циркулирование в подземной скважине бурового раствора на водной основе, который включает
водную дисперсионную среду и
агент ингибирования гидратации сланцев, имеющий формулу
H2N-R-{OR'}x-Y[H+B-]d, в которой R и R' представляют собой алкиленовые группы, содержащие 1-6 атомов углерода, и х имеет значение от 1 до 25, и Y представляет собой амин или алкоксигруппу, и В- является сопряженным основанием кислоты, и
d имеет значение равное или меньше чем 2, где агент ингибирования гидратации сланцев присутствует в концентрации, достаточной для снижения набухания глины.
15. Буровой раствор по п.14, где х имеет значение от 1 до 10.
16. Буровой раствор по п.15, где В- является сопряженным основанием кислоты, выбранной из группы, включающей хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, ма-леиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания.
17. Способ снижения набухания сланцеватых глин, встречающихся при бурении подземных скважин, включающий циркулирование в подземной скважине бурового раствора на водной основе, который включает
водную дисперсионную среду, утяжелитель и
функционально эффективную концентрацию агента ингибирования гидратации сланцев, выбранного из группы
H2N-CH2CH2-O-CH2CH2-NH2-
H2N-CH2CH2CH2-O-CH2CH2-O-CH2CH2CH2-NH2- [H+B-]d NH2-CН2-СН(СНз)-(O-СН2-СН(СНз))8-O-СН2-СН2-ОСНз• [H+B-]d, где В- является сопряженным основанием протонной кислоты, и d имеет значение, равное или меньше чем 2, и
где агент ингибирования гидратации сланцев присутствует в концентрации, достаточной для снижения набухания глины.
18. Способ по п.17, где В- является сопряженным основанием протонной кислоты, выбранной из группы, включающей хлористо-водородную, бромисто-водородную, серную, фосфорную, азотную, борную, перхлорную, муравьиную, уксусную, галогензамещенную уксусную, пропионовую, масляную, ма-леиновую, фумаровую, гликолевую, молочную, лимонную кислоту и их сочетания.
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2/6
- 26 -