RU2676776C2 - Композиция буровой текучей среды и способ бурения, пригодные для уменьшения отложения битума на компонентах бура - Google Patents
Композиция буровой текучей среды и способ бурения, пригодные для уменьшения отложения битума на компонентах бура Download PDFInfo
- Publication number
- RU2676776C2 RU2676776C2 RU2016116021A RU2016116021A RU2676776C2 RU 2676776 C2 RU2676776 C2 RU 2676776C2 RU 2016116021 A RU2016116021 A RU 2016116021A RU 2016116021 A RU2016116021 A RU 2016116021A RU 2676776 C2 RU2676776 C2 RU 2676776C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- propoxylated
- weight
- drilling fluid
- alcohol
- water
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 100
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 83
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 18
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title abstract description 23
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 61
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 49
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 36
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 35
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 30
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 30
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 25
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 17
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 16
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical group CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- -1 2-ethylhexyl Chemical group 0.000 claims description 15
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 9
- 239000011275 tar sand Substances 0.000 claims description 8
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims description 6
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 5
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 21
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 239000010802 sludge Substances 0.000 abstract description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 abstract description 2
- 231100000053 low toxicity Toxicity 0.000 abstract description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 20
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 16
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 13
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 10
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 8
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 8
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 4
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 4
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 4
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- FVEFRICMTUKAML-UHFFFAOYSA-M sodium tetradecyl sulfate Chemical compound [Na+].CCCCC(CC)CCC(CC(C)C)OS([O-])(=O)=O FVEFRICMTUKAML-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 3
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 3
- LFEHSRSSAGQWNI-UHFFFAOYSA-N 2,6,8-trimethylnonan-4-ol Chemical class CC(C)CC(C)CC(O)CC(C)C LFEHSRSSAGQWNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 2
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 2
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 2
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M potassium acetate Chemical compound [K+].CC([O-])=O SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- YLQLIQIAXYRMDL-UHFFFAOYSA-N propylheptyl alcohol Chemical class CCCCCC(CO)CCC YLQLIQIAXYRMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 2
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 2
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PLFJWWUZKJKIPZ-UHFFFAOYSA-N 2-[2-[2-(2,6,8-trimethylnonan-4-yloxy)ethoxy]ethoxy]ethanol Chemical compound CC(C)CC(C)CC(CC(C)C)OCCOCCOCCO PLFJWWUZKJKIPZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241001494253 Daphnia sp. Species 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 239000004165 Methyl ester of fatty acids Substances 0.000 description 1
- 241000282320 Panthera leo Species 0.000 description 1
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 1
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 description 1
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 1
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates 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
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000000828 canola oil Substances 0.000 description 1
- 235000019519 canola oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 235000019387 fatty acid methyl ester Nutrition 0.000 description 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000003517 fume Substances 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 229920000591 gum Polymers 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 1
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 description 1
- 235000011056 potassium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- OTYBMLCTZGSZBG-UHFFFAOYSA-L potassium sulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O OTYBMLCTZGSZBG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052939 potassium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011151 potassium sulphates Nutrition 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000001226 reprecipitation Methods 0.000 description 1
- XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;dihydrate Chemical compound O.O.[Na+].[Cl-] XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 235000012424 soybean oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000003549 soybean oil Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000008158 vegetable oil 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
- 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
- C09K8/04—Aqueous 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
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/062—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by mixing components
-
- 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
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
-
- 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
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Auxiliary Devices For Machine Tools (AREA)
Abstract
Группа изобретений относиться к нефтедобыче. Технический результат - уменьшение налипание битума и/или тяжелых нефтяных материалов на металлические поверхности, такие как буровые головки, бурильная колонна, обсадная колонна и тому подобное, хорошая способность к биологическому разложению и низкая токсичность для водных организмов добавки против образования. Буровая текучая среда на водной основе содержит добавку против образования отложений и, необязательно, агент увеличения вязкости. Добавка против образования отложений содержит: i) от 5 до 50 частей по массе пропоксилированного спирта формулы RO-(PO)-H (I), где R представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов, и x составляет от 1 до 10, и ii) от 50 до 95 частей по массе пропоксилированного и этоксилированного спирта формулы RO-(PO)-(EO)-H (II), где Rпредставляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов, y составляет от 2 до 10 и z составляет от 3 до 20, где части по массе приведены в расчете на общую массу пропоксилированного спирта i и пропоксилированного и этоксилированного спирта ii, и EO и PO обозначают этиленоксидные и пропиленоксидные звенья соответственно. 4 н. и 3 з.п. ф-лы, 5 ил., 2 табл., 4 пр.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к текучим средам, применяемым для бурения и заканчивания нефтяных скважин и, в частности, к таковым, пригодным для сдерживания отложения нефтяной смолы/битума на металлических поверхностях.
Уровень техники
Процесс бурения скважины в грунте для извлечения природного ресурса требует текучей среды для удаления выбуренной породы из ствола скважины, контроля пластовых давлений и поддержания стабильности скважины. Бурение через пласты нефтяных песков приводит к проблемному отложению нефтяной смолы на бурильном устройстве. Отложение битума на металлических поверхностях вредит операциям бурения, закупоривая вибрационные сита, забивая центрифуги и буровые головки, увеличивая вращающий момент и трение и вызывая прихват трубы или обсадной колонны. Стандартные практики бурения через пласты нефтяных песков, которые обычно являются неконсолидированными, могут также вести к проблемам неустойчивости скважины.
В буровых текучих средах для бурения через пласты, содержащие битум, использовали добавки, такие как растворители, поверхностно-активные вещества и агенты увеличения вязкости. В дополнение или альтернативно, буровые текучие среды охлаждали для сдерживания отложения и повышения устойчивости скважины. Однако данные добавки и/или способы предшествующего уровня техники, служащие для уменьшения отложения битума, страдают одним или более недостатками или являются неэффективными. Желательной является эффективная добавка для очистки и воспрепятствования образованию отложения битума и других текучих сред или твердых веществ в бурильном оборудовании и на нем, в частности, добавка, демонстрирующая хорошую способность к биологическому разложению и низкую токсичность для водных организмов.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение относится к такой добавке против образования отложений. В одном варианте осуществления настоящее изобретение относится к добавке против образования отложений, содержащей:
i) от 5 до 50 частей по массе пропоксилированного спирта формулы:
RO-(PO)x-H (I),
где
R представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов, предпочтительно от 8 до 10 углеродов, предпочтительнее, независимо, 2-этилгексил или 2-пропилгептил,
и
x составляет от 1 до 10, предпочтительно от 3 до 7, предпочтительнее 5,
и
ii) от 95 до 50 частей по массе пропоксилированного и этоксилированного спирта формулы:
R1O-(PO)y-(EO)z-H (II),
где
R1 представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов, предпочтительно от 8 до 10 углеродов, предпочтительнее, независимо, 2-этилгексил или 2-пропилгептил,
y составляет от 2 до 10, предпочтительно от 3 до 7 и предпочтительнее 5
и
z составляет от 3 до 20, предпочтительно от 5 до 10,
где части по массе приведены в расчете на общую массу пропоксилированного спирта i и пропоксилированного и этоксилированного спирта ii, и EO и PO обозначают этиленоксидные и пропиленоксидные звенья, соответственно.
Другой вариант осуществления настоящего изобретения относится к буровой текучей среде на водной основе, содержащей добавку против образования отложений, раскрытую здесь выше, предпочтительно содержащей один или более из следующих компонентов: агент увеличения вязкости, добавку для снижения водоотдачи, смазку, агент для контроля пенообразования, утяжелитель, соль или поверхностно-активное вещество.
Другой вариант осуществления настоящего изобретения относится к способу бурения ствола скважины через пласт, включающему в себя стадии:
a) эксплуатации буровой компоновки для бурения ствола скважины;
и
b) циркуляции буровой текучей среды на водной основе через ствол скважины по мере его бурения, причем буровая текучая среда на водной основе содержит добавку против образования отложений, раскрытую здесь выше.
Другой вариант осуществления настоящего изобретения относится к способу ограничения отложения на металлических поверхностях, контактирующих с пластом, содержащим битуминозный песок, причем способ включает в себя стадию промывки металлических поверхностей буровой текучей средой на водной основе, содержащей добавку против образования отложений, раскрытую здесь выше.
Другой вариант осуществления настоящего изобретения относится к способу удаления отложения с металлических поверхностей, контактирующих с пластом, содержащим битуминозный песок, включающему в себя стадию промывки металлических поверхностей буровой текучей средой на водной основе, содержащей добавку против образования отложений, раскрытую здесь выше.
Краткое описание чертежей
На Фиг. 1-4 представлены фотографии, показывающие результаты испытаний на отложение битума на металлических поверхностях.
На Фиг. 5 представлена фотография, показывающая результаты вымывания из битуминозных песков различными добавками против образования отложений.
Подробное описание изобретения
Для применения в пластах, несущих тяжелую нефть, также называемую битумом или нефтяной смолой, в изобретении предлагаются добавка против образования отложений, буровая текучая среда на водной основе и способ бурения ствола скважины. Добавка против образования отложений, буровая текучая среда и способ подходят для применения с целью ограничения и, возможно, удаления отложения нефтяной смолы на металлических поверхностях и/или для поддержания устойчивости ствола скважины; буровая текучая среда может содержать стандартные агенты увеличения вязкости и другие химикаты, используемые в буровых текучих средах. Следовательно, буровая текучая среда и способ могут являться экологичными и экономичными. Авторы изобретения обнаружили, что смесь, содержащая пропоксилированный спирт и пропоксилированный и этоксилированный спирт, неожиданно представляет собой эффективную добавку против образования отложений. Пропоксилированные спирты и пропоксилированные и этоксилированные спирты являются известными, смотри, например, патент США 5705476.
Подходящие пропоксилированные спирты, пригодные для применения в предлагаемой в настоящем изобретении добавке против образования отложений имеют формулу:
RO-(PO)x-H (I),
где R представляет собой предпочтительно линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов, предпочтительно от 8 до 10 углеродов, и предпочтительнее 2-этилгексил или 2-пропилгептил;
x представляет собой целое число от 1 до 10, предпочтительно от 3 до 7 и предпочтительнее 5;
и
PO обозначает пропиленоксидное звено.
Подходящие пропоксилированные и этоксилированные спирты, пригодные для применения в предлагаемой в настоящем изобретении добавке против образования отложений имеют формулу:
R1O-(PO)y-(EO)z-H (II),
в которой R1 представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов, предпочтительно от 8 до 10 углеродов, и предпочтительнее 2-этилгексил или 2-пропилгептил;
y составляет от 2 до 10, предпочтительно от 3 до 7 и предпочтительнее 5;
z составляет от 3 до 20, предпочтительно от 5 до 10;
и
EO и PO обозначают этиленоксидные и пропиленоксидные звенья, соответственно.
Предпочтительно, пропоксилированный спирт I присутствует в количестве от 5 до 50 частей по массе, а пропоксилированный и этоксилированный спирт II присутствует в количестве от 95 до 50 частей по массе, причем части по массе приведены в расчете на общую массу пропоксилированного спирта I и пропоксилированного и этоксилированного спирта II. Предпочтительнее, пропоксилированный спирт I присутствует в количестве от 10 до 30 частей по массе, а пропоксилированный и этоксилированный спирт II присутствует в количестве от 90 до 70 частей по массе, причем части по массе приведены в расчете на общую массу пропоксилированного спирта I и пропоксилированного и этоксилированного спирта II.
Один вариант осуществления настоящего изобретения относится к буровой текучей среде на водной основе, содержащей добавки против образования отложений, описанные здесь выше. В предпочтительном варианте осуществления водная жидкость представляет собой воду, типично пресную воду, но, альтернативно, рассольную воду или пластовую воду (то есть воду, естественным образом встречающуюся в пласте, через который пробуривается скважина).
Предпочтительно, добавка против образования отложений присутствует в буровой текучей среде на водной основе в количестве, равном либо превышающем 0,01 массового процента, и предпочтительнее в количестве, равном либо превышающем 0,1 массового процента, причем массовый процент приведен в расчете на общую массу водной буровой текучей среды. Предпочтительно, добавка против образования отложений присутствует в буровой текучей среде на водной основе в количестве, равном либо меньшем 10 массовых процентов, и предпочтительнее в количестве, равном либо меньшем 1 массового процента, причем массовый процент приведен в расчете на общую массу водной буровой текучей среды.
Другой вариант осуществления настоящего изобретения относится к буровой текучей среде на водной основе, содержащей добавки против образования отложений, описанные здесь выше, и агент увеличения вязкости. Агенты увеличения вязкости обеспечивают буровой текучей среде на водной основе несущую способность. Агенты увеличения вязкости, например, увеличивают вязкость буровой текучей среды, так что она может переносить выбуренную породу вместе с потоком буровой текучей среды и суспендировать выбуренную породу и утяжелители в ходе периодов отсутствия циркуляции. Агенты увеличения вязкости могут также содействовать снижению потери текучей среду путем воспрепятствования инфильтрации текучей среды в пласт. Агенты увеличения вязкости могут предотвращать осаждение или переосаждение битума на металлических поверхностях, суспендируя частицы нефтяной смолы и битуминозного песка в текучей среде. Некоторые общеизвестные агенты увеличения вязкости, подходящие для применения в вариантах осуществления настоящей буровой текучей среды, могут включать в себя, например, любой из следующих: глину, ксантановую камедь, велановую камедь, склероглюкан, гуаровую камедь, природные органические полимеры, синтетические полимеры, ГЭЦ (гидроксиэтилцеллюлозу), ПАЦ (полианионную целлюлозу), полиакрилаты, этиленоксидные полимеры или смеси названных агентов.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения буровая текучая среда на водной основе может содержать агент увеличения вязкости в количестве от 0,1 до 10 процентов по массе в расчете на общую массу буровой текучей среды на водной основе.
Предлагаемая в настоящем изобретении буровая текучая среда на водной основе может также содержать одну или более дополнительных добавок к буровой текучей среде, используемых в таких композициях, например, один или более из следующих компонентов: добавку для снижения водоотдачи, смазку, агент для контроля пенообразования, утяжелитель, соль или поверхностно-активное вещество. Данные дополнительные добавки могут быть добавлены к буровой текучей среде непосредственно в баки при приготовлении текучей среды и, альтернативно или дополнительно, могут быть добавлены только путем нанесении на металлические поверхности, такие как вибрационные сита и так далее, на поверхности, поступая, тем самым, в поток буровой текучей среды.
Предлагаемая в настоящем изобретении буровая текучая среда на водной основе может также включать в себя, если того желают, смазку. Смазка может действовать путем размягчения нефтяной смолы и обеспечения смазывающего действия с целью содействия бурению и продвижению хвостовиков в длинные горизонтальные участки ствола скважины. Смазка может быть неионной. Растительные масла с высокой точкой вспышки, такие как масла, имеющие точку вспышки более 148°C, могут находить некоторое применение в настоящих текучих средах. Подходящие для применения смазки могут включать в себя, например, метиловые эфиры жирных кислот, например, с ГЛБ (гидрофильно-липофильным балансом) равным примерно 6, такие так общедоступное соевое масло, например, коммерчески доступное как продукты SoyClear™ от AG Environmental Products, LLC, или продукты Oleocal™ от Lambent Technologies Corp., или каноловое масло, дизельное масло, длинноцепочечные спирты, минеральные масла и смеси названных.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения буровая текучая среда на водной основе может содержать смазку в количестве 0,5-15 процентов по массе в расчете на общую массу буровой текучей среды на водной основе.
В буровой текучей среде на водной основе также могут быть использованы добавки для снижения водоотдачи для того, чтобы содействовать предотвращению проникновения буровой текучей среды в пористые подземные пласты под воздействием температуры и давления. Некоторые общепринятые добавки для снижения водоотдачи включают в себя, например, крахмалы, ПАЦ, КМЦ (модифицированную карбоксиметилцеллюлозу) или смеси данных соединений. Некоторые из данных химикатов могут также иметь функцию повышения вязкости.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения буровая текучая среда на водной основе может содержать добавку для снижения водоотдачи в количестве от 0,1 до 10 процентов по массе в расчете на общую массу буровой текучей среды на водной основе.
Буровая текучая среда может содержать различные агенты для контроля пенообразования, такие как пеногасители на спиртовой основе и силиконовой основе, принадлежащие к типам, известным в области изобретения.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения буровая текучая среда на водной основе может содержать агент для контроля пенообразования в количестве от 0,01 до 5 процентов по массе в расчете на общую массу буровой текучей среды на водной основе.
Буровая текучая среда может содержать различные утяжелители, чтобы увеличить плотность буровой текучей среды. В общем, утяжелители представляют собой инертные, имеющие высокую плотность твердые материалы в форме частиц. Примеры утяжелителей включают в себя следующие, но не ограничены ими: барит, гематит, оксид железа, карбонат магния, карбонат кальция или сочетания данных соединений.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения буровая текучая среда на водной основе может содержать утяжелитель в количестве от 0,5 до 20 процентов по массе в расчете на общую массу буровой текучей среды на водной основе.
Буровая текучая среда может содержать различные тампонирующие агенты для того, чтобы закупоривать поры подземных пластов, с которыми контактируют буровые текучие среды. Данные агенты отличаются распределением частиц по размеру, которое может приводить к достаточной закупорке подземных пор. Примеры тампонирующих агентов включают в себя следующие, но не ограничены ими: карбонат кальция, полимеры, волокнистые материалы, материалы на основе углеводородов или сочетания данных соединений.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения буровая текучая среда на водной основе может содержать тампонирующий агент в количестве от 0,5 до 15 процентов по массе в расчете на общую массу буровой текучей среды на водной основе.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения буровая текучая среда на водной основе может содержать соль. Добавление соли может повышать способность агента увеличения вязкости к полной гидратации и к обеспечению более высокой вязкости. Примеры солей, которые могут быть использованы в предлагаемой в настоящем изобретении буровой текучей среде на водной основе, включают в себя следующие, но не ограничены ими: сульфат калия, сульфат аммония, хлорид кальция, ацетат калия, хлорид калия или их смеси.
Если соль включена в состав предлагаемой в настоящем изобретении буровой текучей среды на водной основе, она должна присутствовать в количестве, превышающем ноль, но равном, либо меньшем 20 процентов по объему.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения буровая текучая среда на водной основе содержит поверхностно-активное вещество, которое, прежде всего, служит содействию в диспергировании глины и других твердых частиц в текучей среде, не создавая экологических или связанных с утилизацией проблем. Соответственно, поверхностно-активные вещества, использованные в настоящих буровых текучих средах на водной основе, представляют собой по существу любой нетоксичный, водорастворимый агент, подходящий для применения в буровых текучих средах на водной основе, который совместим с другими компонентами и действует с целью диспергирования твердых веществ в текучей среде. Подходящие поверхностно-активные вещества включают в себя следующие, но не ограничены ими: этоксилаты спиртов, алкоксилаты спиртов, этоксилаты алкилфенолов, алкоксилаты алкилфенолов, этоксилаты алкиламинов, алкоксилаты алкиламинов, алкилполиглюкозиды, алкилбензолсульфонаты, сульфаты простых алкилэфиров, алкилнафталинсульфонаты, лигносульфонаты, альфа-олефинсульфонаты и тому подобное.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения буровая текучая среда на водной основе может содержать поверхностно-активное вещество в количестве от 0,01 до 10 процентов по массе в расчете на общую массу буровой текучей среды на водной основе.
Добавка против образования отложений и буровая текучая среда на водной основе, содержащая указанную добавку против образования отложений, подходят для применения с целью воспрепятствования отложению нефтяной смолы на металлических поверхностях. В одном аспекте добавка против образования отложений и буровая текучая среда на водной основе, содержащая указанную добавку против образования отложений, могут быть использованы в способе бурения ствола скважины через пласт, содержащий нефтяной песок. В таком способе при отсутствии настоящей добавки против образования отложений нефтяная смола и выбуренная порода могут налипать в виде отложений на металлические поверхности буровой компоновки и металлические поверхности в стволе скважины, такие как хвостовики и обсадные колонны. Таким образом, настоящий способ включает в себя циркуляцию описанной выше буровой текучей среды на водной основе во время эксплуатации буровой компоновки по бурению ствола скважины.
В другом аспекте настоящего изобретения добавка против образования отложений и буровая текучая среда на водной основе, содержащая указанную добавку против образования отложений, могут быть использованы для удаления существующих отложений на металлических поверхностях путем циркуляции через ствол скважины или промывки поверхностных систем ствола скважины. Удаление отложений может требовать промывки в течение некоторого времени для того, чтобы удалить желаемое количество отложений.
Буровая текучая среда на водной основе может быть вновь повторно использована путем простого удаления выбуренной породы, которую она содержит.
Будет понятно, что буровая компоновка может включать в себя, например, буровую головку и, возможно, другие режущие поверхности, бурильную колонну, хвостовики для ствола скважины, обсадные колонны и различные контролирующие и отслеживающие вспомогательные элементы.
Будет также понятно, что может отсутствовать необходимость в использовании одного и того же бурового раствора в ходе всей операции бурения. Например, буровой раствор, выбранный для контроля отложений, может не требоваться в ходе бурения через перекрывающие породы. Способ, использующий предлагаемую в настоящем изобретении буровую текучую среду на водной основе, особенно подходит для применения в ходе бурения, при котором получается выбуренная порода нефтяных песков, и весьма подходит для применения, когда имеется более частый контакт между металлическими поверхностями или металлическими поверхностями и стеной ствола скважины, в таких случаях, как, например, в ходе бурения наклонного участка и горизонтального участка ствола скважины.
Когда в ходе бурения с использованием буровой текучей среды на водной основе по настоящему изобретению отложения осаждаются в нежелательной степени, композиция может быть отрегулирована, например, с целью увеличения содержания одной или более дополнительных добавок, чтобы воспрепятствовать дополнительным нежелательным количествам отложения и, возможно, удалить, по меньшей мере в некоторой степени, данные уже осажденные отложения.
Примеры
Оценка отложения битума на металлической поверхности в присутствии добавок против образования отложений
Ниже приведено описание исходных материалов, использованных в примерах с 1 по 3 и сравнительном примере A.
| A-AA-1 | представляет собой добавку против образования отложений, содержащую 22 массовых процента C8H16O (PO)5 и 78 массовых процентов C8H16O (PO)5 (EO)8; |
| A-AA-2 | представляет собой добавку против образования отложений, содержащую 13 массовых процентов C8H16O (PO)5 и 87 массовых процентов C8H16O (PO)5 (EO)10 |
| Ксантановая камедь | доступна от Aldrich; |
| Битум | продут партии № 5, получен от Syncrude/Canmet; |
| Металлическая пластинка для испытаний |
представляет собой оцинкованную накладную скрепу с отверстиями, имеющую размер 76 мм × 15 мм, доступную от Lowe's производства Stanley (S839-142/DPB118). |
К 200 граммам водного раствора ксантановой камеди с концентрацией 0,4 процента, находящегося в круглодонной колбе на 500 мл, добавляют 30 грамм битума. Колбу затыкают стеклянной пробкой, а затем интенсивно встряхивают руками в течение 3-5 минут, чтобы разбить битумный шарик и вызвать диспергирование битума в растворе. Добавки против образования отложений добавляют после встряхивания. После добавления добавок колбу вращают на роторном испарителе при 120 об/мин в течение 30 минут, чтобы добиться растворения добавок. Металлическую пластинку для испытаний промывают ацетоном и водой, сушат на воздухе при комнатной температуре и осторожно помещают в колбу. Колбу, содержащую металлическую пластинку для испытаний, закрепляют на роторном испарителе и вращают при 20 об/мин при комнатной температуре в течение 60 минут. Затем колбу снимают с роторного испарителя и осторожно извлекают из колбы металлическую пластинку для испытаний, используя покрытое тефлоном магнитное приспособление для извлечения. Металлическую пластинку для испытаний помещают в шестиугольную полистирольную чашку для взвешивания объемом 50 мл от VWR таким образом, что один конец плоской пластинки для испытаний касается донной стороны чашки, а противоположная верхняя кромка чашки поддерживает на себе пластинку для испытаний вблизи другого конца. Результатом этого было то, что пластинка для испытаний покоилась в чашке под углом примерно 30 градусов. Пластинку для испытаний в чашке для взвешивания оставляют в покое в вытяжном шкафу в окружающих условиях на 2 часа, чтобы дать стечь слабо сцепившемся с ней раствору и битуму. Фотографирование пластинки для испытаний производят с той стороны, на которой имелось больше сцепившегося битума. Оценивают процент покрытой битумом площади. Композиции примеров с 1 по 3 и сравнительного примера A показаны в Таблице 1.
| Таблица 1 | ||||
| Сравнительный пример A | Пример 1 | Пример 2 | Пример 3 | |
| A-AA-1, г | 1 | 0,5 | ||
| A-AA-2, г | 1 | |||
| 0,4% водный раствор ксантановой камеди, г | 200 | 200 | 200 | 200 |
| Битум, г | 30 | 30 | 30 | 30 |
На Фиг. 1 представлена фотография сравнительного примера A. Видно, что поверхность металлической пластинки для испытаний почти полностью покрыта толстым слоем битума.
На Фиг. 2 представлена фотография примера 1. Видно, что большая часть поверхности металлической пластинки для испытаний свободна от остатка битума.
На Фиг. 3 представлена фотография примера 2. Видно, что большая часть поверхности металлической пластинки для испытаний свободна от остатка битума.
На Фиг. 4 представлена фотография примера 3. Видно, что большая часть поверхности металлической пластинки для испытаний свободна от остатка битума.
Способность к биологическому разложению
A-AA-1 и A-AA-2 способны к легкому биологическому разложению (>60% в течение 28 дней) согласно испытанию OECD 301F.
Токсичность для водных организмов
Токсичность для водных организмов составляет 10-100 мг/л при измерении согласно OECD, инструкция 202, в остром иммобилизационном тесте в отношении Daphnia sp.
Данные по токсичности для водных организмов и способности к биологическому разложению соответствуют требованиям CLEANGREDIENTS™.
Вымывание нефти из битуминозных песков различными агентами против образования отложений
Ниже приведено описание исходных материалов, использованных в примере 4 и сравнительных примерах с B по D.
| Этоксилированный 2-пропилгептанол | доступен как LUTENSOL™ XP-70 от BASF; |
| Этоксилированный 2,6,8-триметил-4-нонанол | доступен как TERGITOL™ TMN-6 от Dow Chemical Company; |
| Этоксилированные вторичные C12-C14-спирты | доступны как TERGITOL 15-S-7 от Dow Chemical Company; и |
| Битуминозный песок | получен из нефтяного месторождения в Альберте, Канада. |
В круглую широкогорлую стеклянную бутыль на 120 мл отвешивают 0,5 г агента против образования отложений, а затем добавляют в нее 99,5 г воды. В бутыль вносят покрытый тефлоном магнитный мешальник длиной 3/4 дюйма и перемешивали раствор в течение 2 часов, чтобы обеспечить полное растворение добавки. К раствору добавляют 5,0 грамм битуминозного песка и затыкают бутыль. Все образцы готовят одинаковым образом и помещают на многоместную магнитную мешалку для перемешивания при 500 об/мин в течение 6 часов при комнатной температуре. Мешалку выключают и оставляют образцы в покое на плите при комнатной температуре в течение 2 дней. Производят фотографирование и визуально сравнивают и субъективно классифицируют количество нефти на кромке поверхности: 1=нефть не обнаруживается на кромке поверхности; 2=дискретные нефтяные точки на кромке поверхности; 3=сплошные нефтяные точки на кромке поверхности; 4=толстая нефтяная линия на кромке поверхности; и 5=широкая нефтяная полоса на стенке бутыли на кромке поверхности.
A-AA-1, LUTENSOL™ XP-70, TERGITOL TMN-6 и TERGITOL 15-S-7, все, имеют точку помутнения между 30°C и 40°C в растворе в деионизированной воде с содержанием 1 массовый процент.
На Фиг. 5 показано количество нефти на кромке поверхности. Как видно, наименьшее количество нефти на кромке поверхности имеется в случае примера 4, за которым следует образец со сравнительным примером B. Значительно больше нефти наблюдается на кромке поверхности раствора в бутыли в случае сравнительных примеров как C, так и D. Результаты демонстрируют, что агент против образования отложений настоящего изобретения вымывает меньше нефти из битуминозных песков по сравнению с известными агентами против образования отложений на основе поверхностно-активных веществ. Это полезно с практической точки зрения для облегчения удаления выбуренной породы на поверхность и для сведения к минимуму повреждения ствола скважины.
| Таблица 2 | ||||
| Пример 4 | Сравни-тельный пример B | Сравни-тельный пример C | Сравни-тельный пример D | |
| A-AA-1, г | 0,5 | |||
| Этоксилиро-ванный 2-пропилгептанол, г | 0,5 | |||
| Этоксилиро-ванный 2,6,8-триметил-4-нонанол, г | 0,5 | |||
| Этоксилиро-ванные вторичные C12-C14-спирты, г | 0,5 | |||
| Деионизиро-ванная вода, г | 99,5 | 99,5 | 99,5 | 99,5 |
| Битуминозный песок, г | 5 | 5 | 5 | 5 |
| Ранг по количеству нефти на поверхности | 2 | 3 | 5 | 5 |
Claims (56)
1. Буровая текучая среда на водной основе, содержащая добавку против образования отложений и, необязательно, агент увеличения вязкости,
в которой добавка против образования отложений содержит:
i) от 5 до 50 частей по массе пропоксилированного спирта формулы:
RO-(PO)x-H (I),
где R представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов, и x составляет от 1 до 10,и
ii) от 50 до 95 частей по массе пропоксилированного и этоксилированного спирта формулы:
R1O-(PO)y-(EO)z-H (II),
где R1 представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов, y составляет от 2 до 10 и z составляет от 3 до 20, где части по массе приведены в расчете на общую массу пропоксилированного спирта i и пропоксилированного и этоксилированного спирта ii, и EO и PO обозначают этиленоксидные и пропиленоксидные звенья соответственно.
2. Буровая текучая среда на водной основе по п.1, дополнительно содержащая один или более из компонентов: добавку для снижения водоотдачи, смазку, агент для контроля пенообразования, утяжелитель, соль или поверхностно-активное вещество.
3. Буровая текучая среда на водной основе по п.1, в которой R и R1 в пропоксилированных и этоксилированных спиртах формул (I) и (II) независимо представляют собой линейный или разветвленный C8-C10-алкил.
4. Буровая текучая среда на водной основе по п.1, в которой R и R1 в пропоксилированных и этоксилированных спиртах формул (I) и (II) независимо представляют собой 2-этилгексил или 2-пропилгептил и x и y составляют 5 и z составляет от 5 до 10.
5. Способ бурения ствола скважины через пласт, включающий в себя стадии:
a) эксплуатации буровой компоновки для бурения ствола скважины;
и
b) циркуляции буровой текучей среды на водной основе через ствол скважины по мере его бурения, причем буровая текучая среда на водной основе содержит добавку против образования отложений, содержащую:
i) от 5 до 50 частей по массе пропоксилированного спирта формулы:
RO-(PO)x-H (I),
где R представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов,
и
x составляет от 1 до 10,
и
ii) от 50 до 95 частей по массе пропоксилированного и этоксилированного спирта формулы:
R1O-(PO)y-(EO)z-H (II),
где R1 представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов,
y составляет от 2 до 10
и
z составляет от 3 до 20,
где части по массе приведены в расчете на общую массу пропоксилированного спирта i и пропоксилированного и этоксилированного спирта ii, и EO и PO обозначают этиленоксидные и пропиленоксидные звенья соответственно.
6. Способ ограничения отложения на металлических поверхностях, контактирующих с пластом, содержащим битуминозный песок, причем способ включает в себя стадию промывки металлических поверхностей буровой текучей средой на водной основе, содержащей добавку против образования отложений, содержащую:
i) от 5 до 50 частей по массе пропоксилированного спирта формулы:
RO-(PO)x-H (I),
где R представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов,
и
x составляет от 1 до 10,
и
ii) от 50 до 95 частей по массе пропоксилированного спирта формулы:
R1O-(PO)y-(EO)z-H (II),
где R1 представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов,
y составляет от 2 до 10
и
z составляет от 3 до 20,
где части по массе приведены в расчете на общую массу пропоксилированного спирта i и пропоксилированного и этоксилированного спирта ii, и EO и PO обозначают этиленоксидные и пропиленоксидные звенья соответственно.
7. Способ удаления отложения с металлических поверхностей, контактирующих с пластом, содержащим битуминозный песок, включающий в себя стадию промывки металлических поверхностей буровой текучей средой на водной основе, содержащей добавку против образования отложений, содержащую:
i) от 5 до 50 частей по массе пропоксилированного спирта формулы:
RO-(PO)x-H (I),
где R представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов,
и
x составляет от 1 до 10,
и
ii) от 95 до 50 частей по массе пропоксилированного и этоксилированного спирта формулы:
R1O-(PO)y-(EO)z-H (II),
где R1 представляет собой линейный или разветвленный алкил, имеющий от 8 до 16 углеродов,
y составляет от 2 до 10
и
z составляет от 3 до 20,
где части по массе приведены в расчете на общую массу пропоксилированного спирта i и пропоксилированного и этоксилированного спирта ii, и EO и PO обозначают этиленоксидные и пропиленоксидные звенья соответственно.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201361882666P | 2013-09-26 | 2013-09-26 | |
| US61/882,666 | 2013-09-26 | ||
| PCT/US2014/056940 WO2015047998A1 (en) | 2013-09-26 | 2014-09-23 | Drilling fluid composition and method useful for reducing accretion of bitumin on drill components |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016116021A RU2016116021A (ru) | 2017-10-31 |
| RU2016116021A3 RU2016116021A3 (ru) | 2018-06-07 |
| RU2676776C2 true RU2676776C2 (ru) | 2019-01-11 |
Family
ID=51662341
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016116021A RU2676776C2 (ru) | 2013-09-26 | 2014-09-23 | Композиция буровой текучей среды и способ бурения, пригодные для уменьшения отложения битума на компонентах бура |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20160186032A1 (ru) |
| EP (1) | EP3049500B1 (ru) |
| CN (1) | CN105531344B (ru) |
| AU (1) | AU2014326989B2 (ru) |
| BR (1) | BR112016005435B1 (ru) |
| CA (1) | CA2924640C (ru) |
| MX (1) | MX2016003034A (ru) |
| RU (1) | RU2676776C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015047998A1 (ru) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106047317A (zh) * | 2016-06-29 | 2016-10-26 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种稠油沥青层钻进用钻井液及其制备方法 |
| US11473004B2 (en) | 2016-12-02 | 2022-10-18 | University Of Wyoming | Microemulsions and uses thereof to displace oil in heterogeneous porous media |
| US10266745B2 (en) | 2017-02-03 | 2019-04-23 | Saudi Arabian Oil Company | Anti-bit balling drilling fluids, and methods of making and use thereof |
| JP2022527603A (ja) * | 2019-04-12 | 2022-06-02 | ビーエーエスエフ ソシエタス・ヨーロピア | 分岐アルコールプロポキシレートを含む金属加工流体 |
| US20230203361A1 (en) * | 2021-12-21 | 2023-06-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore stability compositions comprising nanoparticles |
| US20240016148A1 (en) * | 2022-05-20 | 2024-01-18 | The Procter & Gamble Company | Methods for potentiating a biocide |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5705476A (en) * | 1994-05-09 | 1998-01-06 | Bayer Aktiengesellschaft | Low-foaming wetting agent consisting of various alkoxylated alcohol mixtures |
| RU2159788C1 (ru) * | 2000-01-05 | 2000-11-27 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Ингибитор парафиноотложений |
| US6196320B1 (en) * | 1998-01-21 | 2001-03-06 | Warren J. Ray | Method of cleaning a well bore prior to installing a water based fluid system |
| WO2009100298A1 (en) * | 2008-02-07 | 2009-08-13 | Shell Oil Company | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery |
| US20110281777A1 (en) * | 2007-03-09 | 2011-11-17 | Techstar Energy Services | Drilling fluid and methods |
| CA2745017A1 (en) * | 2011-06-28 | 2012-12-28 | Tech-Star Fluid Systems Inc. | Drilling fluid and methods |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2006070215A (ja) * | 2004-09-03 | 2006-03-16 | Dai Ichi Kogyo Seiyaku Co Ltd | 洗浄剤組成物 |
-
2014
- 2014-09-23 MX MX2016003034A patent/MX2016003034A/es unknown
- 2014-09-23 WO PCT/US2014/056940 patent/WO2015047998A1/en active Application Filing
- 2014-09-23 CN CN201480049872.5A patent/CN105531344B/zh active Active
- 2014-09-23 EP EP14781377.8A patent/EP3049500B1/en active Active
- 2014-09-23 AU AU2014326989A patent/AU2014326989B2/en not_active Ceased
- 2014-09-23 BR BR112016005435-0A patent/BR112016005435B1/pt active IP Right Grant
- 2014-09-23 RU RU2016116021A patent/RU2676776C2/ru active
- 2014-09-23 US US14/907,359 patent/US20160186032A1/en not_active Abandoned
- 2014-09-23 CA CA2924640A patent/CA2924640C/en active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5705476A (en) * | 1994-05-09 | 1998-01-06 | Bayer Aktiengesellschaft | Low-foaming wetting agent consisting of various alkoxylated alcohol mixtures |
| US6196320B1 (en) * | 1998-01-21 | 2001-03-06 | Warren J. Ray | Method of cleaning a well bore prior to installing a water based fluid system |
| RU2159788C1 (ru) * | 2000-01-05 | 2000-11-27 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Ингибитор парафиноотложений |
| US20110281777A1 (en) * | 2007-03-09 | 2011-11-17 | Techstar Energy Services | Drilling fluid and methods |
| WO2009100298A1 (en) * | 2008-02-07 | 2009-08-13 | Shell Oil Company | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery |
| CA2745017A1 (en) * | 2011-06-28 | 2012-12-28 | Tech-Star Fluid Systems Inc. | Drilling fluid and methods |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP3049500B1 (en) | 2019-06-12 |
| AU2014326989B2 (en) | 2018-06-14 |
| CA2924640C (en) | 2021-12-14 |
| CA2924640A1 (en) | 2015-04-02 |
| RU2016116021A (ru) | 2017-10-31 |
| BR112016005435B1 (pt) | 2022-03-15 |
| RU2016116021A3 (ru) | 2018-06-07 |
| MX2016003034A (es) | 2016-05-24 |
| EP3049500A1 (en) | 2016-08-03 |
| US20160186032A1 (en) | 2016-06-30 |
| WO2015047998A1 (en) | 2015-04-02 |
| BR112016005435A2 (ru) | 2017-09-05 |
| CN105531344B (zh) | 2019-06-14 |
| CN105531344A (zh) | 2016-04-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2676776C2 (ru) | Композиция буровой текучей среды и способ бурения, пригодные для уменьшения отложения битума на компонентах бура | |
| CN101171319B (zh) | 在固井（cementing）之前清洁井身的方法和组合物 | |
| CA2583484C (en) | Drilling fluid and method for reducing lost circulation | |
| US20160222274A1 (en) | Additives for controlling lost circulation and methods of making and using same | |
| RU2663842C2 (ru) | Смазывающие композиции для применения в скважинных флюидах | |
| US20100081584A1 (en) | Compositions and Methods for Treatment of Well Bore Tar | |
| AU2014326989A1 (en) | Drilling fluid composition and method useful for reducing accretion of bitumen on drill components | |
| EA026143B1 (ru) | Материал на основе графена для стабилизации сланцев и способ применения | |
| EA015332B1 (ru) | Буровой раствор на водной основе | |
| WO2014167375A1 (en) | Composition and methods for completing subterranean wells | |
| AU2013335191A1 (en) | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same | |
| US11098237B1 (en) | Compositions for delayed acid generation for high temperature applications and methods of making and using same | |
| US20140024560A1 (en) | Drilling fluid using surfactant package | |
| AU2014407613A1 (en) | Use of carbonates as wellbore treatment | |
| US7332458B2 (en) | Drilling fluid | |
| CN107257838B (zh) | 用于具有胶凝剂的延迟交联的水力压裂的方法和材料 | |
| EP1846531A1 (en) | Spotting fluid compositions and associated methods | |
| RU2711436C2 (ru) | Композиции и способы для обработки нефтяных и газовых скважин | |
| RU2468056C1 (ru) | Добавка к буровому раствору на водной основе оптибур | |
| WO2016090205A1 (en) | Dry products for wellbore fluids and methods of use thereof | |
| WO2021076158A1 (en) | Breaker additives for extended delay in removal of oil-based filter cakes | |
| JP7538505B2 (ja) | 掘削流体、掘削方法及び掘削流体添加剤 | |
| US11643588B2 (en) | Multiple functional wellbore fluid additive | |
| US20050020455A1 (en) | Film forming and mechanical lubricant combination | |
| GB2552198A (en) | Fluids |