RU2663842C2 - Смазывающие композиции для применения в скважинных флюидах - Google Patents
Смазывающие композиции для применения в скважинных флюидах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2663842C2 RU2663842C2 RU2016103337A RU2016103337A RU2663842C2 RU 2663842 C2 RU2663842 C2 RU 2663842C2 RU 2016103337 A RU2016103337 A RU 2016103337A RU 2016103337 A RU2016103337 A RU 2016103337A RU 2663842 C2 RU2663842 C2 RU 2663842C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- lubricant
- wellbore
- chloride
- bromide
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 207
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 27
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 title description 4
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims abstract description 87
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 claims abstract description 44
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 claims abstract description 44
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 34
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 33
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 23
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 23
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 21
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 19
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 17
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 11
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 11
- 230000008439 repair process Effects 0.000 claims abstract description 10
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 8
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 8
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 8
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 8
- 239000001763 2-hydroxyethyl(trimethyl)azanium Substances 0.000 claims abstract description 7
- 235000019743 Choline chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- SGMZJAMFUVOLNK-UHFFFAOYSA-M choline chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCO SGMZJAMFUVOLNK-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 7
- 229960003178 choline chloride Drugs 0.000 claims abstract description 7
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 4
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 claims abstract description 4
- VZTDIZULWFCMLS-UHFFFAOYSA-N ammonium formate Chemical compound [NH4+].[O-]C=O VZTDIZULWFCMLS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical compound [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 4
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 4
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 4
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 4
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 4
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 claims abstract description 4
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 claims abstract description 4
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 claims abstract description 4
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 11
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 4
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 4
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 26
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 18
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 18
- -1 ethylene olefin Chemical class 0.000 description 17
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 16
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 14
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 10
- 239000002585 base Substances 0.000 description 10
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 8
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 7
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 6
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 6
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 6
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 239000002390 adhesive tape Substances 0.000 description 4
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 4
- 239000004359 castor oil Substances 0.000 description 4
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 4
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 230000003746 surface roughness Effects 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000019438 castor oil Nutrition 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N glycerol triricinoleate Natural products CCCCCC[C@@H](O)CC=CCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](COC(=O)CCCCCCCC=CC[C@@H](O)CCCCCC)OC(=O)CCCCCCCC=CC[C@H](O)CCCCCC ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 2
- 125000005233 alkylalcohol group Chemical group 0.000 description 2
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M potassium acetate Chemical compound [K+].CC([O-])=O SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 2
- KILNVBDSWZSGLL-KXQOOQHDSA-N 1,2-dihexadecanoyl-sn-glycero-3-phosphocholine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@H](COP([O-])(=O)OCC[N+](C)(C)C)OC(=O)CCCCCCCCCCCCCCC KILNVBDSWZSGLL-KXQOOQHDSA-N 0.000 description 1
- RYHBNJHYFVUHQT-UHFFFAOYSA-N 1,4-Dioxane Chemical compound C1COCCO1 RYHBNJHYFVUHQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical group [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 239000002313 adhesive film Substances 0.000 description 1
- 229910001413 alkali metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 description 1
- 150000005215 alkyl ethers Chemical class 0.000 description 1
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 150000001649 bromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000006172 buffering agent Substances 0.000 description 1
- BOOMOFPAGCSKKE-UHFFFAOYSA-N butane-2-sulfonic acid;prop-2-enamide Chemical compound NC(=O)C=C.CCC(C)S(O)(=O)=O BOOMOFPAGCSKKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 1
- 229940000425 combination drug Drugs 0.000 description 1
- 239000013068 control sample Substances 0.000 description 1
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 150000004985 diamines Chemical class 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- SMVRDGHCVNAOIN-UHFFFAOYSA-L disodium;1-dodecoxydodecane;sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O.CCCCCCCCCCCCOCCCCCCCCCCCC SMVRDGHCVNAOIN-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 125000000740 n-pentyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 229930014626 natural product Natural products 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920000223 polyglycerol Polymers 0.000 description 1
- 239000000244 polyoxyethylene sorbitan monooleate Substances 0.000 description 1
- 235000010482 polyoxyethylene sorbitan monooleate Nutrition 0.000 description 1
- 239000000249 polyoxyethylene sorbitan monopalmitate Substances 0.000 description 1
- 235000010483 polyoxyethylene sorbitan monopalmitate Nutrition 0.000 description 1
- 239000001818 polyoxyethylene sorbitan monostearate Substances 0.000 description 1
- 235000010989 polyoxyethylene sorbitan monostearate Nutrition 0.000 description 1
- 229920000053 polysorbate 80 Polymers 0.000 description 1
- 235000011056 potassium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 description 1
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
- 238000006277 sulfonation reaction Methods 0.000 description 1
- 125000001273 sulfonato group Chemical class [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 150000003505 terpenes Chemical class 0.000 description 1
- 235000007586 terpenes Nutrition 0.000 description 1
- ZEMPKEQAKRGZGQ-VBJOUPRGSA-N triricinolein Chemical group CCCCCC[C@@H](O)C\C=C/CCCCCCCC(=O)OCC(OC(=O)CCCCCCC\C=C/C[C@H](O)CCCCCC)COC(=O)CCCCCCC\C=C/C[C@H](O)CCCCCC ZEMPKEQAKRGZGQ-VBJOUPRGSA-N 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 235000013311 vegetables Nutrition 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/035—Organic additives
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/64—Oil-based compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/12—Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/34—Lubricant additives
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к смазкам, применяемым в скважинных флюидах. Технический результат – улучшение смазывания металлических поверхностей с целью снижения трения, скручивающих и осевых нагрузок. Способ включает циркуляцию скважинного флюида в стволе скважины подземного пласта, причем скважинный флюид выбирают из группы, состоящей из флюида для внутрискважинных работ, бурового флюида, флюида для заканчивания скважины, флюида для гидроразрыва пласта, флюида для вскрытия пласта, ремонтной жидкости и их комбинации. Скважинный флюид необязательно содержит соль, выбранную из группы, состоящей из хлорида натрия, хлорида кальция, хлорида цинка, хлорида калия, бромида калия, бромида натрия, бромида кальция, бромида цинка, формиата натрия, формиата калия, формиата аммония, формиата цезия и их смеси. В скважинный флюид добавляют смазку смазывания поверхности. Смазка включает хлорид холина и сульфированное растительное масло, причем смазка увеличивает смазывающую способность флюида по сравнению с добавлением в скважинный флюид только сульфированного растительного масла. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 4 ил., 5 табл., 7 пр.
Description
Область техники
Настоящее изобретение относится к смазкам, применяемым в скважинных флюидах, и прежде всего, в одном из неограничивающих объем настоящего изобретения вариантов его осуществления, относится к смазкам, включающим по крайней мере стабилизатор неустойчивых глин и производное растительного масла, такое как, но не ограничиваясь только им, сульфированное растительное масло, а скважинный флюид представляет собой буровой флюид, флюид для заканчивания скважины, флюид для гидроразрыва пласта, флюид для вскрытия пласта, ремонтную жидкость и их комбинации.
Предпосылки создания настоящего изобретения
Значительная часть времени, требуемого для внутрискважинных работ, для операций при бурении, при заканчивании скважины и/или гидроразрыва пласта, затрачивается при замене изношенных металлических деталей и/или оборудования, которые используются для этих целей. Исключительно высокие скручивающие и осевые нагрузки могут вызвать исключительно чрезвычайно дорогостоящие задержки или перебои в процессе скважинных работ. Металлические поверхности также изнашиваются из-за сил трения, что приводит к снижению срока службы оборудования. Эти проблемы в основном возрастают при высоких температурах и/или высоких давлениях.
Для снижения или уменьшения трения, скручивающей и/или осевой нагрузки между двумя поверхностями в буровые растворы можно добавлять смазки или смазывающие вещества. Этот факт может иметь особенно важное значение, если одна или обе поверхности изготовлены из металла, такие как поверхности внутри и/или вблизи гибких насосно-компрессорных труб, наматываемых на катушку (гибкие НКТ), которые используют для колтюбинговых операций. Колтюбинговую технологию используют в нефтяной и газовой промышленности для внутрискважинных работ в нефтяных и газовых скважинах в виде НКТ в выработанных газовых скважинах и/или для аналогичных операций с использованием вспомогательного каната. Через гибкие НКТ можно прокачивать химические реагенты и заполнять ствол скважины вместо того, чтобы использовать силу тяжести для прокачивания реагентов в ствол. НКТ представляет собой металлическую трубу с диаметром в интервале от приблизительно 0,5 дюймов до приблизительно 5 дюймов в зависимости от колтюбинговой операции.
Скважинные флюиды могут представлять собой буровые флюиды, флюиды для заканчивания скважины, для гидроразрыва пласта и т.п. Буровые флюиды обычно классифицируют в соответствии с их базовой жидкостью. В флюидах на водной основе твердые частицы суспендированы в непрерывной фазе, которая включает воду или солевой раствор. Масло можно эмульгировать в воде, которая, представляет собой непрерывную фазу. Термин «флюид на водной основе», использованный в данном контексте, включает флюиды, содержащие водную непрерывную фазу, где водной непрерывной фазой может быть вода или солевой раствор, эмульсия типа масло-в-воде, или эмульсия масло-в-солевом растворе. Представляется очевидным, что флюидами на основе солевого раствора являются флюиды на водной основе, в которых водный компонент представляет собой солевой раствор.
Флюиды на основе масла представляют собой обратные или обращенные флюиды на водной основе. Термин «флюид на основе масла», использованный в данном контексте, включает флюиды, содержащие неводную непрерывную фазу, в которых неводная непрерывная фаза представляет собой только масло, неводную жидкость, эмульсию вода-в-масле, эмульсию вода-в неводной среде, эмульсию солевой раствор-в-масле или эмульсию солевой раствор-в-неводной среде. Во флюидах на основе масла твердые частицы суспендированы в непрерывной фазе, которая включает масло или другую неводную жидкость. Воду или солевой раствор можно эмульгировать в масле, следовательно, масло является непрерывной фазой. Во флюидах на основе масла масло может включать любые масло или несмешиваемую с водой жидкость, которая может включать, но не ограничиваясь только ими, дизельное топливо, минеральное масло, сложные эфиры, фракции и смеси из нефтеперерабатывающих установок или α-олефины.
Термин «флюиды на основе масла», использованный в данном контексте включает также флюиды или буровые глинистые растворы на синтетической основе (ФСО), которые получают синтетическим методом, а не очищают из природных материалов. Флюиды на синтетической основе часто включают, но не ограничиваясь только ими, олефиновые олигомеры этилена, сложные эфиры, полученные из растительных жирных кислот и спиртов, простые эфиры и полиэфиры, полученные из спиртов и полиспиртов, парафиновые или ароматические углеводороды, алкилбензолы, терпены и другие природные продукты и смеси этих типов.
Флюиды для заканчивания скважин должны характеризоваться рядом функций и показателей. Флюиды для заканчивания можно закачивать в скважину для ускорения конечных операций перед началом добычи. Обычно флюидами для заканчивания являются солевые растворы, такие как хлориды, бромиды, формиаты, но они могут также включать любую незагрязняющую жидкость с надлежащими плотностью и текучестью. Пригодные соли для получения солевых растворов включают, но не ограничиваясь только ими, хлорид натрия, хлорид кальция, хлорид цинка, хлорид калия, бромид калия, бромид натрия, бромид кальция, бромид цинка, формиат натрия, формиат калия, формиат аммония, формиат цезия и их смеси.
Важным фактором является химическая совместимость флюида для заканчивания с пластовым резервуаром. В данной области техники известны, химические добавки, такие как полимеры и ПАВ, которые добавляют в солевые растворы, используемые во флюидах для подземного ремонта скважин, и которые добавляют по различным причинам, включающим, но не ограничиваясь только ими, повышение вязкости и повышение плотности солевого раствора. Загущающие воду полимеры служат для повышения вязкости солевых растворов и таким образом, они замедляют миграцию солевых растворов в пласт и способствуют поднятию выбуренной породы из ствола скважины. Обычно стандартный промывочный буровой раствор является несовместимым с операциями по заканчиванию скважины в связи с содержанием в нем твердых веществ, величины pH и ионного состава.
Флюиды для заканчивания способствуют также размещению связанного с работами по заканчиванию оборудования, такого как гравийная, набивка, без повреждения подземных зон в нефтеносном пласте. Флюид для заканчивания должен быть химически совместимым с пластовым резервуаром-коллектором и его флюидами.
Флюид для гидроразрыва закачивают в скважину в качестве одной из операций по интенсификации добычи. Флюиды для гидроразрыва могут включать воду, расклинивающий агент и небольшое количество неводных флюидов, предназначенных для снижения потерь давления на трение при закачке флюида в ствол скважины. Такие флюиды обычно включают гели, понизители трения, сшиватели и/или разжижители для снижения вязкости геля, и ПАВы. Тип добавки, добавляемой в флюид для гидроразрыва, выбирают в зависимости от необходимости улучшения операции интенсификации добычи и продуктивности скважины.
Буровой флюид для вскрытия пласта можно использовать исключительно для успешного бурения через разрез коллектора в стволе скважины, который может представлять собой длинное горизонтальное ответвление скважины. Буровой раствор для вскрытия может свести к минимуму повреждения и максимально повысить добычу вскрытых участков и/или ускорить любое необходимое заканчивание скважины. Буровой раствор для вскрытия может представлять собой пресную воду или флюид на основе солевого раствора, который содержит твердые вещества с соответствующим размером частиц (кристаллы солей или карбоната кальция) и полимеры. В буровой раствор для вскрытия можно добавлять добавки для контроля фильтрации и добавки для выноса на поверхность бурового шлама.
Ремонтный флюид представляет собой жидкость для ремонта или интенсификации существующей эксплуатируемой скважины с целью восстановления, продления или повышения добычи углеводородов. Внутрискважинные работы представляют собой любую операцию, проводимую в нефтяной или газовой скважине в процессе или при завершении ее срока эксплуатации, которая изменяет состояние скважины и/или геометрию скважины и обеспечивает диагностику скважины или позволяет управлять производительностью скважины. Такие операции могут включать геофизические работы, работы по замеру, тампонированию, повторному перфорированию и/или различные внутрискважинные механические работы с целью снижения ограничений потока при попытках увеличить дополнительный объем добычи из скважины.
Существует необходимость в смазках, добавляемых в скважинные флюиды для улучшения смазывания металлических поверхностей с целью снижения трения, скручивающих и/или осевых нагрузок, когда металлическая поверхность контактирует с другой поверхностью, прежде всего когда одна или обе поверхности изготовлены из металла.
Краткое содержание настоящего изобретения
В одном объекте настоящего изобретения предлагается способ циркуляции скважинного флюида внутри скважины в подземном пласте-коллекторе, причем скважинным флюидом может являться или он может включать буровой раствор, флюид для заканчивания, флюид для разрыва, флюид для вскрытия, ремонтную жидкость и их комбинации. Смазка может включать стабилизатор неустойчивых глин и производное растительного масла, такое как, но не ограничиваясь только им, сульфированное растительное масло. Скважинный флюид может содержать эффективное количество смазки для смазывания первой поверхности.
В настоящем изобретении предлагается также альтернативный неограничивающий вариант осуществления способа, где первой поверхностью может являться или она может включать, но не ограничиваясь только ими, обсадные трубы скважины, бурильную колонну, трубопровод, пласт, буровое долото, металлическую поверхность внутри гидравлического забойного двигателя, инструменты для оценки продуктивности пласта, бурильный инструмент, гибкие НКТ и их комбинации. Если первая поверхность контактирует со второй поверхностью, которая отличает от первой, можно снизить по крайней мере одну характеристику, такую как трение, скручивающая нагрузка, осевая нагрузка, износ, рабочие температуры первой поверхности, коррозия и их комбинации.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения состав скважинного флюида может включать флюид на водной основе и смазку в количестве в интервале от приблизительно 0,2 об. % до приблизительно 10 об. % в расчете на общее количество скважинного флюида. Смазка может включать стабилизатор неустойчивых глин и производное растительного масла, такое как, но не ограничиваясь только им, сульфированное растительное масло.
В альтернативном неограничивающем варианте состава скважинного флюида смазка может также включать по крайней мере один ПАВ. Флюид на водной основе может представлять собой или может включать буровой раствор, флюид для заканчивания скважины, флюид для разрыва, флюид для вскрытия, ремонтный флюид и их комбинации.
Было установлено, что смазка повышает смазывающую способность скважинного флюида, а также улучшает способность скважинного флюида стабилизировать неустойчивые глины.
Краткое описание фигур
На фиг. 1 представлен график, иллюстрирующий предсказанные и действительные показания манометра (с индикатором веса) в процессе спускоподъемной операции (СПО, СО и ПО) с коэффициентом трения (КоТ) приблизительно 0,24, в отсутствии смазки.
На фиг. 2 представлен график, иллюстрирующий предсказанные и действительные показания манометра (с индикатором веса) в процессе спускоподъемной операции (СО и ПО) с коэффициентом КоТ приблизительно 0,13, при добавлении во флюид смазки в количестве 1%.
На фиг. 3 представлен график, иллюстрирующий предсказанные и действительные показания манометра (с индикатором веса) в процессе спускоподъемной операции (СО и ПО) с коэффициентом КоТ приблизительно 0,22, в отсутствии смазки.
На фиг. 4 представлен график, иллюстрирующий предсказанные и действительные показания манометра (с индикатором веса) в процессе спускоподъемной операции (СО и ПО) с коэффициентом КоТ 0,13, при добавлении во флюид смазки в количестве 1%.
Подробное описание настоящего изобретения
Неожиданно было установлено, что смазку, содержащую производное растительного масла и стабилизатор неустойчивых глин, можно добавлять в скважинный флюид, предназначенный для циркуляции внутри скважины в подземном пласте-коллекторе для смазывания первой поверхности, такой как согласно неограничивающему варианту осуществления настоящего изобретения, гибкие НКТ во время внутрискважинных работ или операции заканчивания скважины. При нанесении смазки на гибкие трубы НКТ можно снизить коэффициент трения, и в связи с этим для такой операции можно использовать НКТ с меньшим диаметром по сравнению с другими аналогичными операциями с использованием НКТ, но в отсутствии смазки. Меньший диаметр труб НКТ позволит в значительной степени снизить затраты на такую операцию. В одном неограничивающем примере для операции, в которой обычно используют трубы НКТ с диаметром 23/8 дюйма, можно снизить диаметр НКТ до 2 дюймов, если нанести слой смазки на трубы НКТ и/или внести смазку внутрь труб НКТ.
Неожиданно было также установлено, что если смазку добавить во флюид на водной основе, можно в значительной степени снизить потребность в добавлении хлорида калия (в базовый флюид) в качестве стабилизатора неустойчивых глин. Иными словами содержащий смазку скважинный флюид может включать сниженное количество хлорида калия по сравнению со скважинным флюидом (без смазки), в который обычно добавляют хлорид калия для стабилизации неустойчивых глин. Если в содержащие хлорид калия солевые растворы (в отсутствии части стабилизатора глин в составе смазки) добавить производное растительного масла, то солевые растворы хлорида калия будут обладать низкой смазывающей способностью. Однако смазка, содержащая оба компонента, производное растительного масла и стабилизатор глин, повышает смазывающую способность скважинного флюида, а также сохраняет свойства стабилизатора глин в отсутствии хлорида калия. Таким образом, скважинный флюид, содержащий смазку, является экономичным альтернативным вариантом и обладает повышенной смазывающей способностью по сравнению с солевым раствором хлорида калия, содержащим только производное растительного масла.
Смазка может снижать по крайней мере одну характеристику, такую как, но не ограничиваясь только ими, трение, скручивающая нагрузка, осевая нагрузка, износ, рабочие температуры первой поверхности, коррозия первой поверхности и их комбинации, когда первая поверхность контактирует со второй поверхностью, отличающейся от первой поверхности. Первая поверхность может представлять собой или включать, но не ограничиваясь только ими, обсадные трубы скважины, бурильную колонну, трубопровод, пласт, буровое долото, металлическую поверхность внутри гидравлического забойного двигателя, инструменты для оценки продуктивности пласта, по крайней мере один бурильный инструмент, гибкую НКТ и их комбинации. Давление в окружающей первую поверхность среде может повышаться вплоть до приблизительно 10000 фунтов/кв. дюйм (приблизительно 68948 кПа), в другом варианте от приблизительно 100 фунтов/кв. дюйм (приблизительно 689 кПа) независимо приблизительно до 8000 фунтов/кв. дюйм (приблизительно 55158 кПа), или приблизительно от 200 фунтов/кв. дюйм (приблизительно 1379 кПа) независимо до приблизительно 2000 фунтов/кв. дюйм (приблизительно 13790 кПа).
Линейный коэффициент трения (КоТ) смазки при смешивании с флюидом на водной основе существенно не изменяется в течение времени, например, скважинный флюид, смешанный со смазкой 2 недели назад, характеризуется КоТ, приблизительно равным КоТ свежеприготовленной смеси скважинного флюида со смазкой. (Иными словами КоТ отличается на величину не более приблизительно 0,01). КоТ скважинного флюида практически не изменяется, даже если скважинный флюид подвергается быстрым изменением температуры. Например, интервал температуры скважинного флюида может изменяться от приблизительно 5°С до независимо приблизительно 200°С или от приблизительно 20°С до независимо приблизительно 170°С.
Смазку можно использовать в качестве неотъемлемого компонента существующих составов скважинных флюидов. Смазку можно также добавлять в скважинный флюид при проведении внутрискважинных работ, операций при бурении, при заканчивании скважины и/или гидроразрыва пласта способом, известным специалисту в данной области техники. Например, смазку можно закачивать в приемное отверстие насоса или добавлять в резервуар для бурового раствора. Смазку можно использовать в смеси со скважинными флюидами на водной основе. Термин «флюид на водной основе» или «водный» включает любой скважинный флюид, включающий воду или раствор на водной основе в качестве непрерывной фазы, такой как эмульсия типа масло-в-воде или масло-в-солевом растворе. В неограничивающем варианте осуществления настоящего изобретения смазку можно использовать в солевых растворах высокой плотности, таких как солевой раствор с плотностью более приблизительно 3000 кг/м3, а в другом варианте с плотностью более приблизительно 2500 кг/м3.
Смазка может образовывать адгезивную смазывающую пленку по крайней мере на первой поверхности и при необходимости адгезивная пленка может образовываться на дополнительных поверхностях. По крайней мере одна поверхность может представлять собой металлическую поверхность. В результате всего лишь при добавлении смазки в скважинный флюид можно продлить срок службы гибких труб НКТ, колонны бурильных труб, обсадных труб и т.п.
В одном неограничивающем варианте количество смазки, добавляемой в скважинный флюид, можно рассчитывать с учетом средней шероховатости первой поверхности и/или второй поверхности. Например, если средняя шероховатость трубы НКТ и обсадной трубы составляют 8 мкм и 12 мкм, соответственно, то смазка может прилипнуть к поверхностям и полностью покрыть все неровности. Предполагая, что 90% смазки в составе смеси остается диспергированной во всем количестве скважинного флюида, при известных размерах скважины и труб НКТ (диаметр и длина), минимальное количество смазки можно рассчитать по следующей формуле (согласно неограничивающему варианту осуществления настоящего изобретения):
Хмин=4×(8 мкм × dкт + 12 мкм × dвнутр),
10%×(dвнутр 2 - dкт 2),
где dкт и dвнутр означают внешний и внутренний диаметры трубы НКТ и обсадной трубы, соответственно. Например, если внешний диаметр трубы НКТ составляет 2 дюйма, внешний диаметр обсадной трубы - 5,5 дюймов, то минимальная концентрация смазки в скважинном флюиде согласно формуле будет равна приблизительно 0,5%.
Скважинный флюид может включать эффективное количество смазки, которое образует смазывающую пленку на первой поверхности. В неограничивающем примере количество смазки в скважинном флюиде может изменяться в интервале от приблизительно 0,2 об. % независимо до приблизительно 10 об. % в расчете на общее количество скважинного флюида, в другом варианте от приблизительно 0,4 об. % независимо до приблизительно 7 об. %. Производное растительного масла может присутствовать в смазке в количестве в интервале от приблизительно 0,2 об. % независимо до приблизительно 7 об. % в расчете на общее количество скважинного флюида, в другом варианте от приблизительно 0,3 об. % независимо до приблизительно 4 об. % в расчете на общее количество скважинного флюида. Термин «независимо», указанный в связи с интервалом означает, что любое предельное значение можно использовать вместе с другим предельным значением, чтобы определить пригодный альтернативный интервал, например, в качестве пригодного альтернативного интервала можно также рассматривать интервал от приблизительно 0,2 об. % част./млн независимо до приблизительно 0,4 об. %.
Производное растительного масла может представлять собой или включать, но не ограничиваясь только им, сульфированное растительное масло. Производные сульфированного растительного масла могут представлять собой или включать, но не ограничиваясь только ими, сульфированное (сульфатированное) касторовое масло или соли сульфированного (сульфатированного) растительного масла, такие как, но не ограничиваясь только ими, соли натрия, калия, кальция, магния, аммония и их комбинации. Неограничивающий пример сульфированного растительного масла включает масло EGOGLIDE™, выпускаемое фирмой Baker Hughes. В качестве неограничивающего механизма предполагается, что соли сульфированного производного растительного масла можно получить при взаимодействии серной кислоты с растительным маслом или его производным, по реакции сульфирования с образованием сульфонатной связи при взаимодействии серной кислоты с одной или более двойных связей. Неограничивающий пример сульфированного растительного масла включает масло EGOGLIDE™, выпускаемое фирмой Baker Hughes. Например, в случае касторового масла, три гидроксильные группы в составе триглицерида рицинолеиновой кислоты взаимодействуют с серной кислотой и образуют сульфатный эфир (C-O-S), причем небольшая часть взаимодействует с двойными связями с образованием связи C-S. Таким образом, соль, описанная в данном контексте, означает «сульфированную (сульфатированную) соль». Растительное масло и этот механизм получения растительного масла подробно описан в патенте US №8071510 «Method of increasing lubricity of brine-based drilling fluids and completion fluids».
Неограничивающий пример стабилизатора неустойчивых глин включает стабилизатор глин CLAYTREAT™ производства фирмы Baker Hughes. В другом неограничивающем варианте стабилизатор глин может присутствовать в составе смазки в количестве в интервале от приблизительно 0,2 об. % до независимо приблизительно 3 об. % в расчете на общее количество скважинного флюида, или от приблизительно 0,4 об. % до независимо приблизительно 2 об. % в расчете на общее количество скважинного флюида. Количество производного растительного масла может быть равным количеству стабилизатора глин или отличаться от него. Термин «смазка», использованный в данном контексте, включает по крайней мере производное растительного масла и стабилизатор глин.
ПАВы в основном рассматриваются как необязательные, но их можно использовать для повышения растворимости и/или стабильности от помутнения смазки после добавления смазки в скважинный флюид. ПАВ можно добавлять в скважинный флюид или включать в виде составной части смазки, или ПАВ можно добавлять в скважинный флюид до или после добавления в нее смазки. Такие ПАВ могут присутствовать в скважинном флюиде в количестве в интервале от приблизительно 0,1 об. % независимо до приблизительно 5 об. %, в другом варианте от приблизительно 0,5 об. % независимо до приблизительно 3 об. %.
Неограничивающие примеры пригодных ПАВ могут включать, но не ограничиваясь только ими, неионные ПАВ, анионные ПАВ и их смеси с гидрофобно-липофильным балансом (ГЛБ) в интервале от приблизительно 1 независимо до приблизительно 20, в другом варианте в интервале от приблизительно 10 независимо до приблизительно 20. Пригодные неионные ПАВ могут включать, но не ограничиваясь только ими, простые алкиловые полиэфиры спиртов, монопальмитат полиоксиэтиленсорбита, моностеарат полиоксиэтиленсорбита, моноолеат полиоксиэтиленсорбита, алкоксилаты спиртов с прямой цепью, сульфаты алкиловых простых эфиров, диоксан, этиленгликоль, этоксилированные касторовые масла, такие как модифицированное полиэтиленгликолем касторовое масло, дипальмитоилфосфатидилхолин, сульфонаты этиленоксида, бензолсульфонаты с высокой степенью замещения и их комбинации, алкилполигликозиды, сложные эфиры сорбита, сложные эфиры метилглюкозидов, амины этоксилатов, диамины этоксилатов, сложные эфиры полиглицерина, алкилэтоксилаты и их комбинации. Алкиловые простые полиэфиры спиртов могут представлять собой в одном неограничивающем варианте полиоксиэтиленовые спирты с прямой или разветвленной цепью, такие как полиоксиэтиленовый спиртосодержащий от приблизительно 8 независимо до 30 атомов углерода, в другом варианте от приблизительно 8 независимо до приблизительно 20 атомов углерода или от приблизительно 13 независимо до приблизительно 15 атомов углерода, причем полиоксиэтиленовый спирт может содержать от приблизительно 3 независимо до приблизительно 50 молей этиленоксида, в другом варианте от приблизительно 3 независимо до приблизительно 20 молей этиленоксида или приблизительно 10 молей этиленоксида.
Пригодные анионные ПАВ могут представлять собой или включать, но не ограничиваясь только ими, сульфонаты α-олефинов в виде солей одновалентного катиона, такого как ион щелочного металла, такого как натрий, литий или калий, иона аммония или алкилзамещенного или гидроксиалкилзамещенного аммония, в котором алкилзаместители могут содержать в каждом алкиловом заместителе от приблизительно 1 независимо до приблизительно 3 атомов углерода. α-Олефиновые фрагменты могут содержать от приблизительно 12 независимо до приблизительно 16 атомов углерода. Неограничивающие примеры сульфатов алкиловых эфиров могут представлять собой или включать соли одновалентных катионов, указанных выше, сульфат алкилового эфира может представлять собой сульфат алкилполиэфира, содержащий от приблизительно 8 независимо до приблизительно 16 атомов углерода, сульфаты алкиловых эфиров, натриевую соль сульфата лаурилового эфира (от приблизительно 2 до приблизительно 3 молей этиленоксида), соль аммония и сульфата C8-С10 эфира (от приблизительной до приблизительно 3 молей этиленоксида), натриевую соль сульфоната С14-С16-α олефина и их смеси.
Скважинный флюид может представлять собой или включать, но не ограничиваясь только ими, флюид для внутрискважинных работ, буровой флюид, флюид для заканчивания скважины, флюид для гидроразрыва пласта, флюид для вскрытия пласта, ремонтную жидкость и их комбинации. В неограничивающем варианте скважинный флюид может представлять собой флюид на водной основе, например, морскую воду. Скважинный флюид может включать полимеры, которые способны повышать вязкость скважинного флюида и/или обеспечивать контроль фильтрации для скважинного флюида, например, бурового флюида. Полимеры могут быть нетоксичными, а тип полимера может зависеть от базового флюида для скважинного флюида.
Скважинный флюид получают с использованием стандартных способов. Смазка может быть эффективной при pH в интервале от приблизительно 0 независимо до приблизительно 12. В одном неограничивающем варианте осуществления настоящего изобретения значение pH скважинного флюида на водной основе, содержащего смазку (например, бурового флюида), может изменяться в интервале от приблизительно 9 независимо до приблизительно 12, согласно еще одному неограничивающему варианту, значение pH скважинного флюида (например, флюида для заканчивания скважины, флюида для внутрискважинных работ и т.п.) может составлять менее 9 или изменяться в интервале от приблизительно 6 независимо до приблизительно 9. В другом неограничивающем варианте кислотный скважинный флюид, такой как кислотный флюид для заканчивания скважины, может включать смазку, а его значение pH изменяется в интервале от приблизительно 0 независимо до приблизительно 5. Значение pH скважинного флюида можно доводить с помощью пригодного щелочного материала, включая, но не ограничиваясь только ими, гидроксиды щелочных металлов и ацетаты щелочных металлов. Ацетаты щелочных металлов могут представлять собой или включать, но не ограничиваясь только ими, ацетат натрия и ацетат калия. Гидроксиды щелочных металлов могут представлять собой или включать, но не ограничиваясь только ими, гидроксид натрия и гидроксид калия.
В скважинных флюидах можно использовать стандартные добавки,. включая, но неограничиваясь только ими, ингибитор(ры) глинистых сланцев, добавка(ки) для контроля фильтрации, суспендирующий агент(ты), диспергирующий агент (ты), разжижитель(ли), добавка(ки) против налипания шлама, смазки другого типа, увлажнитель(ли), добавка(ки) для контроля просачивания нефти на поверхность, добавка(ки) для борьбы с поглощением бурового флюида, добавка(ки) для повышения скорости бурения, ингибитор(ры) коррозии, кислота(ты), основание(ния), буферное вещество(ва), раскислитель(ли), желирующий агент(ты), растворимые соли, биоциды, а также во флюид можно добавлять один или более закупоривающих агентов и/или утяжелителей, и их комбинации. Пригодные ингибиторы глинистых сланцев включают, но не ограничиваясь только ими, гликоли, неорганические соли и герметизирующие полимеры, такие как частично гидролизованный полиакриламид или сополимеры акриламида, в отдельности или в водных растворах, и их смеси. Пригодные неорганические соли в качестве ингибиторов глинистых сланцев включают, но не ограничиваясь только ими, соли щелочных металлов.
Настоящее изобретение далее описано со ссылкой на следующие примеры, которые не ограничивают объем изобретения, а скорее иллюстрируют различные варианты его осуществления
Примеры 1-4
Для определения коэффициента трения (КоТ) в примерах 1-4 использовали линейный фрикционный тестер. Линейный фрикционный тестер фирмы IDM модифицировали для измерений температурно-зависимой смазывающей способности с использованием реальных образцов гибких НКТ и обсадных труб. Стеклянную пластину, поставляемую с прибором, заменяли на четыре металлических поверхности: два плоских металлических листа с различной поверхностной шероховатостью (0,67 мкм и 9,85 мкм, соответственно) и две реальные трубчатые поверхности Cr13 и Р110 (11,83 мкм и 12,44 мкм, соответственно). Для скольжения по металлическим поверхностям были выбраны реальные образцы для испытаний НКТ размером 1,75 дюймов и 2 дюйма. Средняя шероховатость образцов НКТ составляла 8,54 мкм. Для температурных измерений, в прибор под металлическую пластину устанавливали нагревательную плиту и три термопары для измерения температуры в различных участках над и под металлической плитой. Для фиксации флюидов на пластине использовали двухстороннюю клейкую ленту «скотч». Тщательная фиксация клейкой ленты необходима для исключения растекания флюида. Каждое указанное ниже значение КоТ рассчитывали в виде среднего для 10 измерений, которые проводили в условиях, указанных для каждого примера. Стандартное отклонение для измерений составляло менее 4%, что указывает на высокую достоверность в повторяемости и надежности экспериментальных результатов.
В каждом примере в качестве производного растительного масла использовали продукт ECOGLIDE™ фирмы Baker Hughes, а в качестве стабилизатора неустойчивых глин - продукт CLAYTREAT™ (хлорид холина) фирмы Baker Hughes.
Пример 1
Коэффициент трения (КоТ) образцов измеряли при различных температурах. Объем каждого образца составлял 100 мл и в каждом образце содержался 1 мл производного растительного масла, при этом для каждого образца использовали различные базовые флюиды, как указано в табл. 1. «Солевой раствор стабилизатора неустойчивых глин» означает, образец, содержащий продукт CLAYTREAT™ в количестве 0,2 мл, а базовым флюидом для «солевого раствора стабилизатора неустойчивых глин» являлась морская вода. Как указано в табл. 1, солевой раствор стабилизатора неустойчивых глин характеризуется значением КоТ, сопоставимым с КоТ морской воды при всех исследованных температурах, причем оба образца, солевой раствор стабилизатора неустойчивых глин и морская вода, характеризуются самым низким КоТ. Другими словами, смазка, содержащая производное растительного масла и стабилизатор неустойчивых глин, характеризуется самым низким КоТ.
Пример 2
Влияние шероховатости поверхности на КоТ при комнатной температуре для каждого образца показано в табл. 2. Объем каждого образца составлял 100 мл. Для каждого образца в качестве базового флюида использовали морскую воду, в которую добавляли производное растительного масла в различных концентрациях. Смазка содержала стабилизатор неустойчивых глин в количестве 0,2 мл. Шероховатость контактирующей поверхности составляла 0,67 мкм для плоской поверхности 1, составляла 9,85 мкм для плоской поверхности 2, составляла 11,83 мкм для трубчатой поверхности 1 и составляла 12,44 мкм для трубчатой поверхности 2. Как указано в табл. 2, при увеличении шероховатости контактирующей поверхности смазывающая способность снижается (КоТ увеличивается).
Пример 3
Для каждого образца смазку в количестве 1,2 мл смешивали с водопроводной водой г. Калгари. Общий объем каждого образца составлял 100 мл. Для первой серии измерений клейкую ленту фиксировали таким образом, чтобы ограничить площадь на металлической пластине 13,5×12,8 см2, предназначенную для смачивания флюидом и обозначенную в табл. 3, как «поверхность с большой площадью». Поверхность плоской пластины с большой площадью характеризуется шероховатостью поверхности 9,85 мкм. Для второй серии измерений клейкую ленту передвигали, чтобы площадь на металлической пластине составляла 13,5×6,4 см2, предназначенную для смачивания флюидом и обозначенную в табл. 3, как «поверхность с малой площадью». Таким образом, поверхность с малой площадью равна половине поверхности с большой площадью. Поверхность плоской пластины с малой площадью характеризуется шероховатостью поверхности 9,85 мкм. Как показано в табл. 3, величина КоТ практически не изменяется для каждой концентрации производного растительного масла независимо от площади поверхности.
Пример 4
Пять образцов, включающих смазку в количестве 0 мл, 0,25 мл, 0,5 мл, 1 мл и 1,5 мл, соответственно, в базовом флюиде на основе морской воды, исследовали при различных температурах. Общий объем каждого образца составлял 100 мл и каждый образец включал также понизитель трения (анионный полимер, полученный при сополимеризации акриламида, акриловой кислоты и акриламида метилпропансульфоновой кислоты) в количестве 0, 1 мл. Контрольный образец не содержал смазку. Смазка включала также стабилизатор неустойчивых глин в количестве 0,2 мл. В табл. 4 для каждого Образца указан КоТ и температуры испытания, при этом наименьший КоТ наблюдался для образцов, содержащих смазку в концентрации 1 об. % и 1,5 об. % (образцы 3 и 4 соответственно).
Пример 5
Значения КоТ измеряли для трех серий образцов при различных температурах (20°С, 30°С, 40°С, 50°С, 60°С и 70°С). Каждый образец содержал 1 мас. % смазки следующего состава: 27,1 мас. % CLAYTREAT™ (хлорид холина - стабилизатор неустойчивых глин), 25 мас. % воды), 24 мас. % пропиленгликоля, 23,9 мас. % ECOGLIDE™ (растительное масло). Каждый базовый флюид содержал предварительно гидрированный полиакриламидный понизитель трения в солевом растворе, добавленный во флюид в количестве 0,1 мас. %. Базовый флюид для первого образца представлял собой 2% раствор KCl, базовый флюид для второго образца - промысловую воду, базовый флюид для третьего образца - морскую воду. Как показано в табл. 5, смазка характеризовалась наименьшим КоТ при 50°С для промысловой воды.
Пример 6
Операцию проводили в «J-образной» одноствольной скважине (размером 5 1/2 дюймов) в Пермском бассейне. Длина ответвления скважины составляла 3500 футов с общим углом наклона в интервале от 88° до 92°. Цель операции заключалась в кольцевой дробильной обработке с ответвлением, которое достигалось с помощью НКТ-задействованного трубного пакера. Для препарата, полученного в результате предварительно проведенного цикла в скважине без использования смазки, величина КоТ составляла 0,24, как показано на фиг. 1. При использовании НКТ вместе с задействованным пакером, новую смазку добавляли в концентрации 1% при скорости насоса 1,2 баррелей в минуту и при скорости погружения приблизительно 60 футов/мин для равномерного распределения смазки в ответвлении. Добавляли также дополнительный понизитель трения (предварительно гидрированный полиакриламидный понизитель трения) в количестве приблизительно 0,1 г/тонна. Чтобы свести к минимуму любую ошибку персонала в процессе смешивания, смазку и понизитель трения подавали в циркуляционную систему через насосы для добавок, где они циркулировали с постоянной скоростью.
Следует отметить, что как указано на фиг. 1, на глубине от приблизительно 9000 футов (приблизительно 2743 м) до приблизительно 10000 футов (приблизительно 3048 м) наблюдалось избыточное сопротивление среды в связи с обломками породы в ходе операции подъема бурильного инструмента (ПО) (различие между реальной и предсказанной массами в ходе ПО). Для обеспечения рабочих расчетов после завершения операции величин КоТ как для операции спуска (СО), так и для операции ПО, проводили дополнительный тест-подъем через каждые 500 футов (приблизительно 152 м). Значение КоТ, определенное методом согласования сил после завершения операции в ответвлении, составляло 0,13, снижение трения составляло 46% без использования смазки. Аналогичные величины КоТ (то есть 0,10-0,14) были получены в наших лабораторных исследованиях с той же концентрацией смазки при температуре приблизительно 70°С. Результаты по предсказанным и реальным данным скважины для обоих операций ПО и СО в присутствии 1% смазки показаны на фиг. 2.
Пример 7
Эту операцию также проводили в «J-образной» одноствольной скважине размером 5 1/2 дюймов (приблизительно 0,14 м) в Пермском бассейне. Длина ответвления скважины составляла приблизительно 5100 футов (приблизительно 1554 м) с общим углом наклона в интервале от 89° до 93°. Как и в примере 6, цель операции заключалась в кольцевой дробильной обработке с ответвлением, которое достигалось с помощью НКТ-задействованного трубного пакера. Для препарата, полученного в результате предварительно проведенного цикла в скважине с использованием бурильного флюидного инструмента для бурения с большим отклонением от вертикали, величина КоТ составляла приблизительно 0,22, с эффектом снижения предела прочности на разрыв на уровне приблизительно 1000. фунт-сила (приблизительно 4448 Н), как показано на фиг. 3. Незначительное снижение КоТ по сравнению с ожидаемым значением (т.е. 0,22 по сравнению с 0,24 в примере 6) связано с вибрациями бурильного флюидного инструмента. При проведении операции с помощью НКТ-задействованного трубного пакера для дробильной обработки смазку закачивали в концентрации 1% с использованием насоса со скоростью 0,75 баррелей в минуту и со скоростью погружения в скважину 45 футов/мин (приблизительно 13,7 м/мин). Такие условия обеспечивали равномерное распределение смазки в ответвлении. Закачивали также дополнительный понизитель трения (предварительно гидрированный полиакриламид) в количестве приблизительно 0,1 г/тонна. Оба компонента, смазку и понизитель трения, подавали в циркуляционную систему через насосы для добавок, где они циркулировали с постоянной скоростью, чтобы свести к минимуму любую ошибку персонала в процессе смешивания.
Для обеспечения рабочих расчетов после завершения операции величин КоТ как для операции СО, так и для операции ПО, проводили дополнительный тест-подъем через каждые 500 футов (приблизительно 152 м). И опять значение КоТ, определенное методом согласования сил после завершения операции в ответвлении, составляло 0,13, снижение трения составляло 41% без использования смазки. Аналогичные величины КоТ (то есть 0,10-0,14) были получены в наших лабораторных исследованиях с той же концентрацией смазки при температуре приблизительно 70°С. Результаты по предсказанным и реальным данным скважины для обоих операций ПО и СО в присутствии 1% смазки показаны на фиг. 4.
В вышеизложенном описании настоящее изобретение представлено со ссылкой на специфические примеры его осуществления, о также описана эффективность настоящего изобретения в обеспечении способов и композиций флюидов для циркуляции скважинных флюидов в стволе скважины в подземном пласте и для смазывания первой поверхности, где скважинный флюид включает стабилизатор неустойчивых глин и производное растительного масла, которое представляет собой сульфированное растительное масло. Однако представляется очевидным, что возможны различные модификации и изменения вариантов осуществления изобретения, не выходя за пределы его широкого объема, как определено в прилагаемой формуле изобретения. Соответственно, описание следует рассматривать скорее как иллюстрацию, а не ограничение. Например, определенные скважинные флюиды, производные растительного масла, стабилизаторы неустойчивых глин, ПАВы, поверхности, температуры и давления, указанные вместе с заявленными параметрами, но подробно не определенные или не испытанные с использованием конкретной композиции флюида или конкретного способа, следует рассматривать как включенные в объем настоящего изобретения.
Настоящее изобретение может надлежащим способом включать, состоять из описанных элементов или в основном состоять из описанных элементов, и указанный способ может быть использован в отсутствии элемента, который не описан. Например, способ может состоять или в основном состоять из циркулирующего в стволе скважины скважинного флюида подземного пласта, где скважинный флюид включает смазку, которая содержит по крайней мере стабилизатор неустойчивых глин и растительное масло, и указанная смазка предназначена для смазывания первой поверхности, где растительное масло может представлять собой сульфированное растительное масло, и где скважинный флюид может представлять собой или включать буровой флюид, флюид для заканчивания скважины, флюид для гидроразрыва пласта, флюид для вскрытия пласта, ремонтную жидкость и их комбинации. Композиция флюида может включать скважинный флюид, включающий или в основном включающий флюид на водной основе и количество смазки в интервале от приблизительно 0,2 об. % до приблизительно 10 об. % в расчете на общее количество композиции скважинного флюида, где смазка содержит или включает стабилизатор неустойчивых глин и производное растительного масла, которое может представлять собой сульфированное растительное масло.
Слова «включающий» и «включает», использованные в пунктах формулы изобретения, следует интерпретировать как «включающий, но не ограничиваясь только ими» и «включает, но не ограничиваясь только ими», соответственно.
Claims (15)
1. Способ, включающий
циркуляцию скважинного флюида в стволе скважины подземного пласта, причем скважинный флюид выбирают из группы, состоящей из флюида для внутрискважинных работ, бурового флюида, флюида для заканчивания скважины, флюида для гидроразрыва пласта, флюида для вскрытия пласта, ремонтной жидкости и их комбинации, и необязательно содержит соль, выбранную из группы, состоящей из хлорида натрия, хлорида кальция, хлорида цинка, хлорида калия, бромида калия, бромида натрия, бромида кальция, бромида цинка, формиата натрия, формиата калия, формиата аммония, формиата цезия и их смеси; и добавление смазки в скважинный флюид для смазывания первой поверхности, причем смазка включает хлорид холина и сульфированное растительное масло, причем смазка увеличивает смазывающую способность флюида по сравнению с добавлением в скважинный флюид только сульфированного растительного масла.
2. Способ по п. 1, где первую поверхность выбирают из группы, состоящей из обсадных труб скважины, бурильной колонны, трубопровода, пласта, бурового долота, металлической поверхности внутри гидравлического забойного двигателя, инструментов для оценки продуктивности пласта, бурильного инструмента, гибких насосно-компрессорных труб (НКТ) и их комбинации.
3. Способ по п. 1, где смазка включает сульфированное производное растительного масла в количестве в интервале от 0,2 до 7 об.% в расчете на общее количество скважинного флюида, где смазка включает хлорид холина в количестве в интервале от 0,2 до 3 об.% в расчете на общее количество скважинного флюида.
4. Способ по п. 1, 2 или 3, где смазка дополнительно включает по меньшей мере одно ПАВ, выбранное из группы, состоящей из неионных ПАВ, анионных ПАВ и их комбинации.
5. Способ по п. 1, 2 или 3, где скважинный флюид представляет собой флюид на водной основе.
6. Способ по п. 1, 2 или 3, дополнительно включающий снижение по крайней мере одной характеристики, выбранной из группы, включающей трение, скручивающую нагрузку, осевую нагрузку, износ, рабочие температуры первой поверхности, коррозию и их комбинации, когда первая поверхность контактирует со второй поверхностью, отличающейся от первой поверхности.
7. Способ по п. 1, 2 или 3, где давление в окружении первой поверхности составляет вплоть до 10000 фунтов на кв.дюйм.
8. Способ по п. 1, 2 или 3, где количество смазки в скважинном флюиде находится в интервале от 0,2 до 10 об.% в расчете на общее количество скважинного флюида.
9. Способ по п. 1, 2 или 3, дополнительно включающий проведение колтюбинговой операции с использованием гибких НКТ.
10. Композиция скважинного флюида, включающая
флюид на водной основе и необязательно соль, выбранную из группы, состоящей из хлорида натрия, хлорида кальция, хлорида цинка, хлорида калия, бромида калия, бромида натрия, бромида кальция, бромида цинка, формиата натрия, формиата калия, формиата аммония, формиата цезия и их смеси; и
смазку в количестве в интервале от 0,2 до 10 об.% в расчете на общее количество композиции скважинного флюида, причем смазка включает хлорид холина и сульфированное производное растительного масла.
11. Композиция скважинного флюида по п. 10, где смазка включает сульфированное производное растительного масла в количестве в интервале от 0,2 до 7 об.% в расчете на общее количество скважинного флюида, причем смазка включает хлорид холина в количестве в интервале от 0,2 до 3 об.% в расчете на общее количество скважинного флюида.
12. Композиция скважинного флюида по п. 10 или 11, где смазка дополнительно включает по меньшей мере одно ПАВ, выбранное из группы, состоящей из неионных ПАВ, анионных ПАВ и их комбинации.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201361842680P | 2013-07-03 | 2013-07-03 | |
| US61/842,680 | 2013-07-03 | ||
| US14/212,050 US10053935B2 (en) | 2013-07-03 | 2014-03-14 | Lubricating compositions for use with downhole fluids |
| US14/212,050 | 2014-03-14 | ||
| PCT/US2014/042160 WO2015002726A1 (en) | 2013-07-03 | 2014-06-12 | Lubricating compositions for use with downhole fluids |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016103337A RU2016103337A (ru) | 2017-08-08 |
| RU2663842C2 true RU2663842C2 (ru) | 2018-08-10 |
Family
ID=52132031
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016103337A RU2663842C2 (ru) | 2013-07-03 | 2014-06-12 | Смазывающие композиции для применения в скважинных флюидах |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10053935B2 (ru) |
| EP (1) | EP3017137B1 (ru) |
| AR (1) | AR096807A1 (ru) |
| BR (1) | BR112015032900B1 (ru) |
| CA (1) | CA2916408C (ru) |
| DK (1) | DK3017137T3 (ru) |
| HU (1) | HUE049214T2 (ru) |
| NO (1) | NO346857B1 (ru) |
| PL (1) | PL3017137T3 (ru) |
| RU (1) | RU2663842C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015002726A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2728426C1 (ru) * | 2019-11-18 | 2020-07-29 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Раствор для строительства подводных переходов трубопроводов методом горизонтально-направленного бурения щитом с использованием тоннелепроходческого комплекса в глинистых грунтах (варианты) |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10816137B2 (en) * | 2014-05-30 | 2020-10-27 | Ge Oil & Gas Pressure Control Lp | Remote well servicing systems and methods |
| US10260327B2 (en) | 2014-05-30 | 2019-04-16 | Ge Oil & Gas Pressure Control Lp | Remote mobile operation and diagnostic center for frac services |
| WO2017139601A1 (en) * | 2016-02-12 | 2017-08-17 | Dover Chemical Corporation | Coiled-tubing fluid-lubricant composition and related methods |
| US20210179910A1 (en) * | 2016-04-04 | 2021-06-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lubricant for drilling and drill-in fluids |
| CN107060747B (zh) * | 2017-06-02 | 2020-12-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 钻井过程中钻遇裂缝发育带的预警方法及系统 |
| US10913887B2 (en) | 2018-05-07 | 2021-02-09 | Multi-Chem Group, Llc | Wear inhibitor for oil and gas production |
| US11472995B2 (en) * | 2018-07-17 | 2022-10-18 | Saudi Arabian Oil Company | Environmentally-friendly lubricant for oil field drilling fluid applications |
| US11230917B2 (en) | 2018-11-13 | 2022-01-25 | Vault Pressure Control Llc | Surface completion system for operations and monitoring |
| IT201900000585A1 (it) | 2019-01-14 | 2020-07-14 | Lamberti Spa | Metodo di perforazione di un pozzo sotterraneo |
| US11466536B2 (en) | 2019-10-04 | 2022-10-11 | Vault Pressure Control, Llc | Hydraulic override for confined space |
| EP4244302A4 (en) * | 2020-11-30 | 2024-10-09 | University of Wyoming | PROCESSES AND FORMULATIONS FOR ENHANCED OIL RECOVERY |
| US11760920B1 (en) * | 2022-04-06 | 2023-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lubricant for monovalent and divalent brines |
| US12006468B2 (en) | 2022-05-05 | 2024-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Modified vegetable oil as fluid loss control additive |
| CN115572586A (zh) * | 2022-12-08 | 2023-01-06 | 克拉玛依新科澳石油天然气技术股份有限公司 | 水基完井工作液用金属减阻剂及其制备方法 |
| US12146382B2 (en) * | 2023-04-17 | 2024-11-19 | Saudi Arabian Oil Company | Method for improving oil and gas well productivity and encapsulated lubricating frac fluid additive by lubrication of stimulated reservoir volume |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4447341A (en) * | 1982-08-27 | 1984-05-08 | W. R. Grace & Co. | Clay stabilizer composition for aqueous drilling fluids |
| WO2003052023A1 (en) * | 2001-12-17 | 2003-06-26 | Bp Exploration Operating Company Limited | Method of stabilising clay or shale |
| US7334640B2 (en) * | 2005-01-06 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for reducing the viscosity of treatment fluids |
| US20100027371A1 (en) * | 2008-07-30 | 2010-02-04 | Bruce Lucas | Closed Blending System |
| US7842651B2 (en) * | 2007-12-18 | 2010-11-30 | Chengdu Cationic Chemistry Company, Inc. | Silicate drilling fluid composition containing lubricating agents and uses thereof |
| RU2468057C2 (ru) * | 2011-03-02 | 2012-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Ингибирующий буровой раствор |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA1223458A (en) | 1984-06-08 | 1987-06-30 | John R. Delorey | Versatile pressurized consistometer/rheometer/fluid loss apparatus |
| US4970010A (en) | 1988-07-19 | 1990-11-13 | International Lubricants, Inc. | Vegetable oil derivatives as lubricant additives |
| US6156708A (en) | 1997-02-13 | 2000-12-05 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing oil base fluids and method of drilling a well therewith |
| US5883054A (en) | 1997-09-19 | 1999-03-16 | Intevep, S.A. | Thermally stable drilling fluid |
| DE19852971A1 (de) * | 1998-11-17 | 2000-05-18 | Cognis Deutschland Gmbh | Schmiermittel für Bohrspülungen |
| US20050103497A1 (en) * | 2003-11-17 | 2005-05-19 | Michel Gondouin | Downhole flow control apparatus, super-insulated tubulars and surface tools for producing heavy oil by steam injection methods from multi-lateral wells located in cold environments |
| US7829506B1 (en) | 2006-10-30 | 2010-11-09 | Kamyar Tehranchi | Clay stabilizing aqueous drilling fluids |
| US8071510B2 (en) * | 2008-07-16 | 2011-12-06 | Baker Hughes Incorporated | Method of increasing lubricity of brine-based drilling fluids and completion brines |
| US8211835B2 (en) * | 2009-09-24 | 2012-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Composition and method for slickwater application |
| US20110259588A1 (en) * | 2010-04-21 | 2011-10-27 | Ali Syed A | Methods of stabilizing shale surface to minimize proppant embedment and increase proppant-pack conductivity |
| US8623790B2 (en) * | 2010-12-21 | 2014-01-07 | Newpark Drilling Fluids Llc | Method of drilling a subterranean well with crosslinked polyacrylic acid |
| SE535675C2 (sv) * | 2011-03-22 | 2012-11-06 | Högprestandasmörjmedel och tillsatser till smörjmedel för järnhaltiga och icke järnhaltiga material |
-
2014
- 2014-03-14 US US14/212,050 patent/US10053935B2/en active Active
- 2014-06-12 DK DK14819288.3T patent/DK3017137T3/da active
- 2014-06-12 CA CA2916408A patent/CA2916408C/en active Active
- 2014-06-12 WO PCT/US2014/042160 patent/WO2015002726A1/en active Application Filing
- 2014-06-12 EP EP14819288.3A patent/EP3017137B1/en active Active
- 2014-06-12 BR BR112015032900-4A patent/BR112015032900B1/pt active IP Right Grant
- 2014-06-12 RU RU2016103337A patent/RU2663842C2/ru active
- 2014-06-12 NO NO20151733A patent/NO346857B1/en unknown
- 2014-06-12 HU HUE14819288A patent/HUE049214T2/hu unknown
- 2014-06-12 PL PL14819288T patent/PL3017137T3/pl unknown
- 2014-07-03 AR ARP140102490A patent/AR096807A1/es active IP Right Grant
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4447341A (en) * | 1982-08-27 | 1984-05-08 | W. R. Grace & Co. | Clay stabilizer composition for aqueous drilling fluids |
| WO2003052023A1 (en) * | 2001-12-17 | 2003-06-26 | Bp Exploration Operating Company Limited | Method of stabilising clay or shale |
| US7334640B2 (en) * | 2005-01-06 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for reducing the viscosity of treatment fluids |
| US7842651B2 (en) * | 2007-12-18 | 2010-11-30 | Chengdu Cationic Chemistry Company, Inc. | Silicate drilling fluid composition containing lubricating agents and uses thereof |
| US20100027371A1 (en) * | 2008-07-30 | 2010-02-04 | Bruce Lucas | Closed Blending System |
| RU2468057C2 (ru) * | 2011-03-02 | 2012-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Ингибирующий буровой раствор |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2728426C1 (ru) * | 2019-11-18 | 2020-07-29 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Раствор для строительства подводных переходов трубопроводов методом горизонтально-направленного бурения щитом с использованием тоннелепроходческого комплекса в глинистых грунтах (варианты) |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| HUE049214T2 (hu) | 2020-09-28 |
| NO346857B1 (en) | 2023-01-30 |
| CA2916408A1 (en) | 2015-01-08 |
| DK3017137T3 (da) | 2020-06-02 |
| NO20151733A1 (en) | 2015-12-16 |
| PL3017137T3 (pl) | 2020-07-27 |
| EP3017137A4 (en) | 2017-01-18 |
| US10053935B2 (en) | 2018-08-21 |
| AR096807A1 (es) | 2016-02-03 |
| WO2015002726A1 (en) | 2015-01-08 |
| NZ715159A (en) | 2020-09-25 |
| BR112015032900B1 (pt) | 2021-12-21 |
| BR112015032900A8 (pt) | 2019-12-24 |
| EP3017137B1 (en) | 2020-03-11 |
| US20150007995A1 (en) | 2015-01-08 |
| RU2016103337A (ru) | 2017-08-08 |
| CA2916408C (en) | 2019-12-31 |
| EP3017137A1 (en) | 2016-05-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2663842C2 (ru) | Смазывающие композиции для применения в скважинных флюидах | |
| AU2014272163B2 (en) | Self-triggering lost circulation control in carbonate formation | |
| EA037172B1 (ru) | Скважинный флюид, используемый с разбухающими элементами | |
| AU2014281149B2 (en) | Invert emulsion for swelling elastomer and filtercake removal in a well | |
| WO2014182363A1 (en) | Dual retarded acid system for well stimulation | |
| US11578248B2 (en) | Emulsifiers for direct emulsion drilling fluids | |
| NO20170410A1 (en) | Use of carbonates as wellbore treatment | |
| Metwally et al. | Experimental lab approach for water based drilling fluid using polyacrylamide friction reducers to drill extended horizontal wells | |
| AU2014389541A1 (en) | Organic water scavenging additives for use in drilling fluids | |
| AU2016200500A1 (en) | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same | |
| CA2934848C (en) | Viscosifier for treatment of a subterranean formation | |
| EP3668944A1 (en) | Layered double hydroxides for oil-based drilling fluids | |
| WO2020101683A1 (en) | Defoaming composition comprising a tall-oil-derived surfactant | |
| US11021644B2 (en) | Drilling fluids and methods of making thereof | |
| Loong | Development of drilling fluid system using carboxymethyl cellulose (cmc) for high temperature-high pressure (HTTP) applications | |
| NZ715159B2 (en) | Lubricating compositions for use with downhole fluids |