EA031823B1 - Композиции для обслуживания скважин и способы их получения и применения - Google Patents
Композиции для обслуживания скважин и способы их получения и применения Download PDFInfo
- Publication number
- EA031823B1 EA031823B1 EA201590633A EA201590633A EA031823B1 EA 031823 B1 EA031823 B1 EA 031823B1 EA 201590633 A EA201590633 A EA 201590633A EA 201590633 A EA201590633 A EA 201590633A EA 031823 B1 EA031823 B1 EA 031823B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- fatty acid
- emulsifier
- combinations
- amide
- oil
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 86
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 58
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims abstract description 79
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims abstract description 79
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims abstract description 79
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 78
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 74
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims abstract description 57
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 45
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims abstract description 39
- -1 fatty acid ester Chemical class 0.000 claims abstract description 29
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 28
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 24
- PAYRUJLWNCNPSJ-UHFFFAOYSA-N Aniline Chemical compound NC1=CC=CC=C1 PAYRUJLWNCNPSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N Dimethylamine Chemical compound CNC ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N Ethylamine Chemical compound CCN QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N Methylamine Chemical compound NC BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-N Piperidine Chemical compound C1CCNCC1 NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims abstract description 18
- 239000011347 resin Chemical class 0.000 claims abstract description 15
- 229920005989 resin Chemical class 0.000 claims abstract description 15
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 14
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 claims abstract description 13
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000005698 Diels-Alder reaction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims abstract description 11
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N diethylamine Chemical compound CCNCC HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 61
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Chemical compound CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 51
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 45
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims description 45
- MSXVEPNJUHWQHW-UHFFFAOYSA-N 2-methylbutan-2-ol Chemical compound CCC(C)(C)O MSXVEPNJUHWQHW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 34
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 22
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 claims description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 17
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims description 17
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 claims description 14
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 claims description 14
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 claims description 14
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 11
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 8
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 7
- BTXXTMOWISPQSJ-UHFFFAOYSA-N 4,4,4-trifluorobutan-2-one Chemical compound CC(=O)CC(F)(F)F BTXXTMOWISPQSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 6
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 claims description 6
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 claims description 5
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N palmitic acid group Chemical group C(CCCCCCCCCCCCCCC)(=O)O IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 4
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims description 4
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 4
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- MHVJRKBZMUDEEV-APQLOABGSA-N (+)-Pimaric acid Chemical compound [C@H]1([C@](CCC2)(C)C(O)=O)[C@@]2(C)[C@H]2CC[C@](C=C)(C)C=C2CC1 MHVJRKBZMUDEEV-APQLOABGSA-N 0.000 claims description 3
- MHVJRKBZMUDEEV-UHFFFAOYSA-N (-)-ent-pimara-8(14),15-dien-19-oic acid Natural products C1CCC(C(O)=O)(C)C2C1(C)C1CCC(C=C)(C)C=C1CC2 MHVJRKBZMUDEEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- OYHQOLUKZRVURQ-NTGFUMLPSA-N (9Z,12Z)-9,10,12,13-tetratritiooctadeca-9,12-dienoic acid Chemical compound C(CCCCCCC\C(=C(/C\C(=C(/CCCCC)\[3H])\[3H])\[3H])\[3H])(=O)O OYHQOLUKZRVURQ-NTGFUMLPSA-N 0.000 claims description 3
- BQACOLQNOUYJCE-FYZZASKESA-N Abietic acid Natural products CC(C)C1=CC2=CC[C@]3(C)[C@](C)(CCC[C@@]3(C)C(=O)O)[C@H]2CC1 BQACOLQNOUYJCE-FYZZASKESA-N 0.000 claims description 3
- RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N Abietic-Saeure Natural products C12CCC(C(C)C)=CC2=CCC2C1(C)CCCC2(C)C(O)=O RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 claims description 3
- 235000019485 Safflower oil Nutrition 0.000 claims description 3
- 235000019486 Sunflower oil Nutrition 0.000 claims description 3
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000003225 biodiesel Substances 0.000 claims description 3
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 claims description 3
- 235000005687 corn oil Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000002285 corn oil Substances 0.000 claims description 3
- 150000005690 diesters Chemical class 0.000 claims description 3
- QKIUAMUSENSFQQ-UHFFFAOYSA-N dimethylazanide Chemical compound C[N-]C QKIUAMUSENSFQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims description 3
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 claims description 3
- 235000005713 safflower oil Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000003813 safflower oil Substances 0.000 claims description 3
- 239000003549 soybean oil Substances 0.000 claims description 3
- 235000012424 soybean oil Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000002600 sunflower oil Substances 0.000 claims description 3
- UFTFJSFQGQCHQW-UHFFFAOYSA-N triformin Chemical compound O=COCC(OC=O)COC=O UFTFJSFQGQCHQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- MMOXZBCLCQITDF-UHFFFAOYSA-N N,N-diethyl-m-toluamide Chemical compound CCN(CC)C(=O)C1=CC=CC(C)=C1 MMOXZBCLCQITDF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229960001673 diethyltoluamide Drugs 0.000 claims description 2
- 235000019387 fatty acid methyl ester Nutrition 0.000 claims description 2
- 229940043237 diethanolamine Drugs 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 31
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 21
- 229940035429 isobutyl alcohol Drugs 0.000 description 15
- 239000000047 product Substances 0.000 description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 10
- HLHSUNWAPXINQU-GQCTYLIASA-N (E)-3-(3,4-dihydroxyphenyl)-N-prop-2-ynylprop-2-enamide Chemical compound OC=1C=C(C=CC=1O)/C=C/C(=O)NCC#C HLHSUNWAPXINQU-GQCTYLIASA-N 0.000 description 6
- 208000035823 Non-specific autoimmune cerebellar ataxia without characteristic antibodies Diseases 0.000 description 6
- 229920000771 poly (alkylcyanoacrylate) Polymers 0.000 description 6
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N (3e,6e)-deca-3,6-diene Chemical compound CCC\C=C\C\C=C\CC GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N 0.000 description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N butan-2-ol Chemical compound CCC(C)O BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 3
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- 238000007056 transamidation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 3
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N Calcium oxide Chemical compound [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000021314 Palmitic acid Nutrition 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N methyl alcohol Substances OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AOHAPDDBNAPPIN-UHFFFAOYSA-N myristicinic acid Natural products COC1=CC(C(O)=O)=CC2=C1OCO2 AOHAPDDBNAPPIN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N n-Pentadecanoic acid Natural products CCCCCCCCCCCCCCC(O)=O WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 2
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 2
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 2
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 2
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- DSSYKIVIOFKYAU-XCBNKYQSSA-N (R)-camphor Chemical compound C1C[C@@]2(C)C(=O)C[C@@H]1C2(C)C DSSYKIVIOFKYAU-XCBNKYQSSA-N 0.000 description 1
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- BZUNJUAMQZRJIP-UHFFFAOYSA-N CPDA Natural products OCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O BZUNJUAMQZRJIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 241000723346 Cinnamomum camphora Species 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- 239000004606 Fillers/Extenders Substances 0.000 description 1
- OYHQOLUKZRVURQ-HZJYTTRNSA-N Linoleic acid Chemical compound CCCCC\C=C/C\C=C/CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-HZJYTTRNSA-N 0.000 description 1
- 235000006679 Mentha X verticillata Nutrition 0.000 description 1
- 235000002899 Mentha suaveolens Nutrition 0.000 description 1
- 235000001636 Mentha x rotundifolia Nutrition 0.000 description 1
- AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N N-Pentanol Chemical class CCCCCO AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001131 Pulp (paper) Polymers 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 description 1
- 235000021355 Stearic acid Nutrition 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 150000001241 acetals Chemical class 0.000 description 1
- 150000008065 acid anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 235000020661 alpha-linolenic acid Nutrition 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 150000003842 bromide salts Chemical class 0.000 description 1
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical compound [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 1
- 235000012255 calcium oxide Nutrition 0.000 description 1
- 229960000846 camphor Drugs 0.000 description 1
- 229930008380 camphor Natural products 0.000 description 1
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 1
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006315 carbonylation Effects 0.000 description 1
- 238000005810 carbonylation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 229940095130 dimethyl capramide Drugs 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 125000004494 ethyl ester group Chemical group 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000013067 intermediate product Substances 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 235000020778 linoleic acid Nutrition 0.000 description 1
- OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N linoleic acid Natural products CCCCC\C=C/C\C=C\CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N 0.000 description 1
- KQQKGWQCNNTQJW-UHFFFAOYSA-N linolenic acid Natural products CC=CCCC=CCC=CCCCCCCCC(O)=O KQQKGWQCNNTQJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 150000002763 monocarboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- GISJHCLTIVIGLX-UHFFFAOYSA-N n-[4-[(4-chlorophenyl)methoxy]pyridin-2-yl]-2-(2,6-difluorophenyl)acetamide Chemical compound FC1=CC=CC(F)=C1CC(=O)NC1=CC(OCC=2C=CC(Cl)=CC=2)=CC=N1 GISJHCLTIVIGLX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Natural products CCCCCCCC(C)CCCCCCCCC(O)=O OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002889 oleic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003348 petrochemical agent Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000007747 plating Methods 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000007127 saponification reaction Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000012430 stability testing Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000009662 stress testing Methods 0.000 description 1
- 150000003505 terpenes Chemical class 0.000 description 1
- 235000007586 terpenes Nutrition 0.000 description 1
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 1
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 description 1
- DTOSIQBPPRVQHS-UHFFFAOYSA-N α-Linolenic acid Chemical compound CCC=CCC=CCC=CCCCCCCCC(O)=O DTOSIQBPPRVQHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
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
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу обслуживания скважины в подземном пласте, включающему получение обратной эмульсии, содержащей водную жидкость, маслянистую жидкость и эмульгирующую композицию (ЭК), при этом эмульгирующая композиция содержит эмульгатор, разбавитель и понизитель вязкости, где эмульгатор содержит полиамид с концевой карбоновой кислотой (ПАКК), полученный реакцией конденсации между жирной кислотой и полиамином, или смесь, полученную реакцией Дильса-Альдера диенофилов со смесью жирных кислот и/или смоляных кислот (РСДА), или их комбинации; где содержание разбавителя в ЭК составляет от 15 до 90 мас.% относительно общей массы ЭК; где понизитель вязкости содержит спирт, амид жирной кислоты или их комбинации; при этом амид жирной кислоты представляет собой продукт реакции между (i) амином, включающим диэтаноламин, диметиламин, диэтиламин, метиламин, этиламин, пиперидин, анилин или их комбинации, и (ii) жирной кислотой, или сложным эфиром жирной кислоты, или их комбинации; и размещение обратной эмульсии в скважине. Изобретение также относится к обратной эмульсии для обслуживания скважин, содержащей водную жидкость, маслянистую жидкость и эмульгирующую композицию (ЭК), при этом эмульгирующая композиция содержит эмульгатор, разбавитель и понизитель вязкости, используемой в способе по изобретению.
Description
Изобретение относится к способу обслуживания скважины в подземном пласте, включающему получение обратной эмульсии, содержащей водную жидкость, маслянистую жидкость и эмульгирующую композицию (ЭК), при этом эмульгирующая композиция содержит эмульгатор, разбавитель и понизитель вязкости, где эмульгатор содержит полиамид с концевой карбоновой кислотой (ПАКК), полученный реакцией конденсации между жирной кислотой и полиамином, или смесь, полученную реакцией Дильса-Альдера диенофилов со смесью жирных кислот и/или смоляных кислот (РСДА), или их комбинации; где содержание разбавителя в ЭК составляет от 15 до 90 мас.% относительно общей массы ЭК; где понизитель вязкости содержит спирт, амид жирной кислоты или их комбинации; при этом амид жирной кислоты представляет собой продукт реакции между (1) амином, включающим диэтаноламин, диметиламин, диэтиламин, метиламин, этиламин, пиперидин, анилин или их комбинации, и (ii) жирной кислотой, или сложным эфиром жирной кислоты, или их комбинации; и размещение обратной эмульсии в скважине. Изобретение также относится к обратной эмульсии для обслуживания скважин, содержащей водную жидкость, маслянистую жидкость и эмульгирующую композицию (ЭК), при этом эмульгирующая композиция содержит эмульгатор, разбавитель и понизитель вязкости, используемой в способе по изобретению.
Область изобретения
Изобретение относится к способам обслуживания скважины. Более конкретно, оно относится к композициям для обслуживания скважин, а также к способам их получения и применения.
Уровень техники
Природные ресурсы, такие как газ, нефть и воду, залегающие в подземных пластах или зоне, обычно добывают бурением скважины вглубь подземного пласта, прокачивая буровой раствор в скважине. После завершения циркуляции бурового раствора в скважину опускают колонну труб, например обсадные трубы. Затем обычно выполняют циркуляцию бурового раствора вниз по внутренней части трубы и вверх через затрубное пространство, расположенное между внешней частью трубы и стенками скважины. Затем обычно выполняют первичное цементирование, заполняя цементным раствором затрубное пространство и выдерживая время его схватывания в твердую массу (т.е. обшивку), в результате чего происходит сцепление колонны труб со стенками скважины и герметизация затрубного пространства. Затем может быть выполнена операция вторичного цементирования.
В жидкостях для обслуживания скважин (ЖОС) обычно используют эмульгирующие композиции (ЭК) для снижения межфазного натяжения между нефтью и водой, что обеспечивает возможность получения стабильных эмульсий с мелкими каплями. ЭК обычно содержат эмульгатор и одну или более добавок, которые обеспечивают модификацию одного или нескольких свойств композиций. Компоненты ЭК оценивают с точки зрения соответствия различным нормативам промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды (ПБОТ и ОС). Поэтому сохраняется необходимость в улучшенных ЭК, которые соответствуют современным нормативам ПБОТ и ОС.
Краткое описание изобретения
В настоящем документе описан способ обслуживания скважины в подземном пласте, включащий получение обратной эмульсии, содержащей водную жидкость, маслянистую жидкость и эмульгирующую композицию (ЭК), при этом эмульгирующая композиция содержит эмульгатор, разбавитель и понизитель вязкости где эмульгатор содержит полиамид с концевой карбоновой кислотой (ПАКК), полученный реакцией конденсации между жирной кислотой и полиамином, или смесь, полученную реакцией ДильсаАльдера диенофилов со смесью жирных кислот и/или смоляных кислот (РСДА), или их комбинации;
где содержание разбавителя в ЭК составляет от 15 до 90 мас.% относительно общей массы ЭК;
где понизитель вязкости содержит спирт, амид жирной кислоты или их комбинации;
при этом амид жирной кислоты представляет собой продукт реакции между (i) амином, включающим диэтаноламин, диметиламин, диэтиламин, метиламин, этиламин, пиперидин, анилин или их комбинации, и (ii) жирной кислотой, или сложным эфиром жирной кислоты, или их комбинации;
и размещение обратной эмульсии в скважине. Описан также способ обслуживания скважины в подземном пласте, включающий прокачку жидкости для обслуживания скважины, содержащей эмульгирующую композицию (ЭК), через часть подземного пласта, при этом ЭК содержит эмульгатор, разбавитель и понизитель вязкости, и понизитель вязкости содержит 2-метил-1-пропанол, 2-метил-2-бутанол, амид жирной кислоты или их комбинации; приведение в контакт ЭК с нефтью in situ в пласте с образованием эмульсии; и уменьшение межфазного натяжения между водой и нефтью, и изменение смачиваемости с обеспечением увеличения нефтеотдачи пласта.
Изобретение также относится к обратной эмульсионной жидкости для обслуживания скважин, содержащей водную жидкость, маслянистую жидкость и эмульгирующую композицию (ЭК), при этом эмульгирующая композиция содержит эмульгатор, разбавитель и понизитель вязкости, где эмульгатор содержит полиамид с концевой карбоновой кислотой (ПАКК), полученный реакцией конденсации между жирной кислотой и полиамином, или смесь, полученную реакцией Дильса-Альдера диенофилов со смесью жирных кислот и/или смоляных кислот (РСДА), или их комбинации;
где содержание разбавителя в ЭК составляет от 15 до 90 мас.% относительно общей массы ЭК; где понизитель вязкости содержит спирт, амид жирной кислоты или их комбинации;
при этом амид жирной кислоты представляет собой продукт реакции между (i) амином, включающим диэтаноламин, диметиламин, диэтиламин, метиламин, этиламин, пиперидин, анилин или их комбинации, и (ii) жирной кислотой, или сложным эфиром жирной кислоты, или их комбинации.
Представленное выше описание предназначено для широкого освещения особенностей и технических преимуществ изобретения для лучшего понимания подробного описания изобретения, изложенного ниже. Дополнительные особенности и преимущества изобретения описаны ниже в настоящем документе, и они представляют собой предмет формулы изобретения настоящего изобретения. Специалистам в данной области техники будет понятно, что концепция и описанные конкретные варианты реализации изобретения могут быть легко использованы в качестве основы для модификации или разработки других структур для достижения тех же целей настоящего изобретения. Специалистам в данной области техники понятно также, что такие эквивалентные конструкции не выходят за рамки общей идеи и объема изобретения, описанного далее в приложенной формуле изобретения.
Краткое описание графических чертежей
Для более полного понимания представленного описания и его преимуществ далее сделана ссылка на следующее краткое описание, изложенное вместе с сопровождающими чертежами и подробным опи
- 1 031823 санием, где подобные номера ссылок относятся к подобным деталям.
На фиг. 1 и 2 приведены графики электрической стабильности в зависимости от времени для образцов из примера 2.
Подробное описание изобретения
Прежде всего, следует понимать, что, хотя ниже представлены иллюстративные варианты осуществления одного или более вариантов реализации изобретения, описанные системы и/или способы могут быть реализованы при помощи любого из многочисленных способов, известных или существующих в настоящее время. Настоящее описание никоим образом не ограничено иллюстративными вариантами осуществления, чертежами и способами, описанными ниже, включая иллюстративные проекты и варианты воплощения, иллюстрированные и описанные в настоящем документе, и оно может быть модифицировано в расках объема приложенной формулы изобретения и полного объема ее эквивалентов.
В настоящем документе описаны эмульгирующие композиции (ЭК), содержащие эмульгатор, разбавитель и понизитель вязкости, а также жидкости для обслуживания скважин (ЖОС), содержащие такие ЭК. В одном из вариантов реализации изобретении ЭК может быть использована для стабилизации эмульгированных жидкостей. В некоторых вариантах реализации композицию можно использовать в ходе операций по увеличению нефтеотдачи пласта (УНП). В одном из вариантов реализации ЭК описанного в настоящем документе типа демонстрирует достаточно низкий уровень токсичности для соответствия одному или более нормативам ПБОТ и ОС. Ниже представлено более подробное описание каждого компонента ЭК, а также способов ее применения.
В некоторых вариантах реализации изобретения ЭК содержит эмульгатор. Не ограничиваясь теорией, эмульгатор представляет собой соединение, которое способствует образованию эмульсии (т.е. смеси двух или более жидкостей, которые обычно не смешиваются друг с другом) за счет снижения межфазного натяжения между несмешиваемыми жидкостями (например, маслом и водой); или соединение, которое стабилизирует уже существующую эмульсию за счет снижения склонности жидкостей к разделению; или оба варианта. В одном из вариантов реализации изобретения эмульгатор содержит полиамид с концевой карбоновой кислотой, смесь, полученную по реакции Дильса-Альдера диенофилов со смесью жирных кислот и/или смоляных кислот, или их комбинации.
В одном из вариантов реализации эмульгатор содержит полиамид с концевой карбоновой кислотой (ПАКК). ПАКК может представлять собой продукт реакции конденсации между жирной кислотой и полиамином. В одном из вариантов реализации изобретения реакция конденсации между жирной кислотой и полиамином приводит к образованию смеси продуктов реакции, которая содержит ПАКК. В некоторых вариантах реализации смесь продуктов реакции можно может быть дополнительно переработана любым подходящим способом для увеличения содержания ПАКК. Например, смесь продуктов реакции может быть подвергнута очистке и/или приемам разделения. Альтернативно, смесь продуктов реакции можно использовать в ЭК без дополнительной переработки. В одном из вариантов реализации изобретения количество ПАКК, содержащегося в смеси продуктов реакции, составляет примерно 90 мас.% относительно общей массы смеси, альтернативно от примерно 30 мас.% до примерно 100 мас.%, или альтернативно от примерно 85 мас.% до примерно 98 мас.%.
В некоторых вариантах реализации изобретения стехиометрию реагентов в реакции конденсации для получения ПАКК подбирают так, чтобы получить промежуточный продукт, частичный амид. Частичный амид может характеризоваться молярным отношением реакционноспособных кислотных центров к аминным центрам, составляющим примерно 0,6:1, альтернативно от примерно 0,5:1 до примерно 0,75:1, или альтернативно от примерно 0,55:1 до примерно 0,65:1. ПАКК может быть образован из промежуточного частичного амида по любой подходящей методике. Например, оставшиеся аминные центры частичного амида могут дополнительно взаимодействовать с ангидридом кислоты или с поликарбоновой кислотой с образованием ПАКК. Эти реакции изображены на схемах I и II.
Ссылаясь на схему I, жирная кислота таллового масла (ЖКТМ) взаимодействует с диэтилентриамином (ДЭТА) в молярном соотношении ДЭТА к ЖКТМ, составляющем 1:2, и продукт реакции затем взаимодействует с малеиновым ангидридом с образованием смеси амида на две трети (2/3-амида). Талловое масло представляет собой продукт, получаемый кислотной обработкой щелочных растворов от производства древесной пульпы.
- 2 031823
Схема I
Ссылаясь на схему II, жирная кислота таллового масла (ЖКТМ) взаимодействует с диэтилентриамином (ДЭТА) в молярном соотношении ДЭТА к ЖКТМ, составляющем 1:1,5, и продукты реакции затем взаимодействуют с малеиновым ангидридом с образованием смеси полуамида (1/2-амида).
Схема II о
RU)H h2n.
nh2
ДЭТА
1.5 жктм ,nh2 h2n
KH2
50%
50%
Малеиновый ангидрид н
θΑ UzC°OH
50%
50%
1/2-амид
В одном из вариантов реализации изобретения эмульгатор содержит продукт по реакции ДильсаАльдера диенофилов с кислотной смесью. Продукт по реакции Дильса-Альдера диенофилов с кислотной смесью здесь и далее обозначен как РСДА. В одном из вариантов реализации кислотная смесь содержит жирные кислоты и смоляные кислоты, полученные в результате перегонки неочищенного таллового масла. Жирные кислоты, которые содержатся в талловом масле, обычно представляют собой длинноцепные монокарбоновые кислоты, такие как олеиновая, линолевая, миристиновая, линоленовая, стеариновая и пальмитиновая кислота. Смоляные кислоты относятся к смеси органических кислот, полученных по реакциям окисления и полимеризации терпенов, и включают такие соединения как абиетиновая кислота, производные абиетиновой кислоты и пимаровая кислота. Соотношение жирных кислот к смоляным кислотам в кислотной смеси может варьироваться от примерно 4:1 до примерно 1:1, альтернативно от примерно 3:1 до примерно 1:1, или альтернативно от примерно 2,5:1 до примерно 1,5:1. В одном из вариантов реализации изобретения диенофил содержит карбоновые кислоты, поликарбоновые кислоты, ангидриды или их комбинации. Реакция диенофилов с кислотной смесью (т.е. с жирными кислотами и смоляными кислотами) приводит к получению смеси продуктов реакции, содержащей РСДА. В одном из вариантов реализации количество РСДА, содержащегося в смеси продуктов реакции, составляет от примерно
- 3 031823 мас.% до примерно 100 мас.%, альтернативно от примерно 70 мас.% до примерно 98 мас.% или альтернативно от примерно 85 мас.% до примерно 97 мас.% относительно общей массы продуктов реакции.
В одном из вариантов реализации изобретения эмульгатор представляет собой смесь ПАКК и РСДА. ПАКК и СРДА можно смешивать любым подходящим способом, например тонким смешиванием, смешиванием с образованием эмульгатора. В таких вариантах реализации соотношение ПАКК к СРДА может составлять от примерно 1:5 до примерно 1:1, альтернативно от примерно 1:4 до примерно 1:1, или альтернативно от примерно 1:3 до примерно 1:2. В одном из вариантов реализации изобретения количество СРДА превышает количество ПАКК. В одном из вариантов реализации эмульгатор (содержащий ПАКК, СРДА или оба продукта) может дополнительно взаимодействовать с одним или несколькими катионами с образованием мыла. Неограничивающие примеры катионов, подходящих для применения в реакции омыления, включают катионы кальция, катионы натрия, катионы магния. В одном из вариантов реализации изобретения эмульгаторы (т.е. ПАКК, СРДА или оба продукта) взаимодействуют с катионами кальция, которые обеспечивают из любого подходящего источника, например путем приведения эмульгатора в контакт с известью, негашеной известью, хлоридом кальция или их комбинациями.
В одном из вариантов реализации изобретения эмульгатор содержит один или более компонентов эмульгатора EZ MUL NT; эмульгатора LE SUPERMUL или их комбинации. Эмульгатор EZ MUL NT представляет собой инвертированный эмульгатор и смачиваемый нефтью агент для систем буровых растворов на основе минерального масла и парафина, а эмульгатор LE SUPERMUL представляет собой инвертированный эмульгатор и смачиваемый нефтью агент для систем буровых растворов на синтетической основе, и оба продукта коммерчески доступны у компании Halliburton Energy Services, Inc. Дополнительные примеры эмульгаторов, подходящих для применения в соответствии с настоящим описанием, описаны в патентах США № 6620770; 7008907; 7271132; 7432230 и 7534746; каждый из которых включен в настоящий документ посредством ссылки в полном объеме.
В одном из вариантов реализации изобретения содержание эмульгатора описанного в настоящем документе типа (например, ПАКК, СРДА или обоих продуктов) в ЭК может составлять от примерно 25 мас.% до примерно 100 мас.%, альтернативно от примерно 40 мас.% до примерно 80 мас.%, альтернативно от примерно 30 мас.% до примерно 65 мас.%, или альтернативно от примерно 45 мас.% до примерно 65 мас.% относительно общей массы ЭК. В одном из вариантов реализации изобретения ЭК содержит разбавитель. Разбавитель может быть включен в ЭК описанного в настоящем документе типа для разбавления и/или модификации одного или нескольких физических свойств композиции (например, модификации температуры текучести композиции).
В одном из вариантов реализации изобретения разбавитель, как правило, содержит любое подходящее масло. Неограничивающие примеры разбавителя, подходящего для применения в настоящем описании, включают нефтяные масла, природные масла, синтетические масла, дизельное топливо, керосин, минеральное масло, олефины и полиолефины (например, альфа-олефины и/или внутренние олефины), полидиорганосилоксаны, сложные эфиры, биодизель, сложные диэфиры карбоновых кислот, парафины, простые эфиры или их комбинации. В одном из вариантов реализации изобретения содержание разбавителя описанного в настоящем документе типа в ЭК может составлять от примерно 15 мас.% до примерно 90 мас.%, альтернативно от примерно 20 мас.% до примерно 75 мас.%, или альтернативно от примерно 25 мас.% до примерно 70 мас.% относительно общей массы ЭК.
В одном из вариантов реализации изобретения ЭК содержит понизитель вязкости (т.е. агент для понижения вязкости). Понизитель вязкости может быть добавлен в ЭК описанного в настоящем документе типа для модификации одного или более физических свойств ЭК (например, модификации температуры текучести композиции). Не ограничиваясь теорией, понизитель вязкости может действовать для изменения физических свойств смеси, способствуя разрушению межмолекулярных сил между соединениями в смеси. В одном из вариантов реализации изобретения понизитель вязкости действует для регулирования вязкости ЭК до определенного диапазона, необходимым для потребителя и/или процесса. В одном из вариантов реализации понизитель вязкости содержит спирт, амид жирной кислоты или их комбинации. В одном из вариантов реализации понизитель вязкости содержит 2-метил-1-пропанол (т.е. изобутиловый спирт), 2-метил-2-бутанол (т.е. трет-амиловый спирт) или их комбинации. В одном из вариантов реализации понизитель вязкости содержит 2-метил-1-пропанол (т.е. изобутиловый спирт), изображенный на структуре 1 .он
Структура 1
2-Метил-1-пропанол представляет собой органическое соединение формулы (CH3)2CHCH2OH. Изомеры 2-метил-1-пропанола включают н-бутанол, 2-бутанол и трет-бутаиол. 2-Метил-1-пропанол может быть получен карбонилированием пропилена или естественным образом в ходе ферментации углеводов.
В одном из вариантов реализации понизитель вязкости содержит 2-метил-2-бутанол (т.е. третамиловый спирт), изображенный на структуре 2
- 4 031823
2-Метил-2-бутанол, трет-амиловый спирт, 2M2B или гидрат амилена представляет собой один из изомеров амилового спирта. Он представляет собой прозрачную бесцветную жидкость с сильным запахом мяты или камфары.
В одном из вариантов реализации изобретения понизитель вязкости содержит амид жирной кислоты. Амид жирной кислоты может представлять собой продукт реакции между жирной кислотой, такой как олеиновая кислота или линолевая кислота, и первичным или вторичным амином, таким как диэтаноламин, диметиламин, диэтиламин, метиламин, этиламин, пиперидин, анилин или их комбинации.
В другом варианте реализации амид жирной кислоты содержит продукт реакции трансамидирования между амином и сложным эфиром жирной кислоты. Сложный эфир жирной кислоты может представлять собой простейший сложный эфир, такой как метиловый или этиловый эфир жирной кислоты, или может быть природным сложным эфиром, таким как триглицерид. Например, сложный эфир жирной кислоты в реакции транс-амидирования может содержать соевое масло, масло подсолнечника, кукурузное масло, сафлоровое масло или их комбинации. В таком варианте реализации изобретения амид жирной кислоты может быть продуктом с примерно 1:1 молярным соотношением сложного эфира жирной кислоты и амина, альтернативно с примерно 1:1,5 молярным соотношением, или альтернативно с примерно 1:3 молярным соотношением. В одном из вариантов реализации изобретения понизитель вязкости содержит жирный диметиламид. Специалистам в данной области техники, рассматривающим настоящее описание, будет понятно, что продукт, образующийся в упомянутой выше реакции транс-амидирования между сложными эфирами жирных кислот (например, смешанными сложными эфирами жирных кислот) и аминами, может быть сложной смесью. Например, образующийся продукт может содержать смесь соединений, в том числе амидов, аминов, алифатических кислот и других побочных продуктов. Предполагается, что образующийся продукт можно использовать в ЭК такого типа, как описан в настоящем документе, без дополнительной очистки. Альтернативно, полученный продукт может быть обработан одним или несколькими подходящими способами очистки или повышения пригодности продукта в ЭК такого типа, как описан в настоящем документе.
В одном из вариантов реализации изобретения понизитель вязкости содержит STEPOSOL М-8-10 и STEPOSOL М-10, которые представляют собой композиции Н,Н-диметилкапрамида, имеющиеся в продаже у компании Stepan.
В одном из вариантов реализации изобретения содержание понизителя вязкости описанного в настоящем документе типа в ЭК может составлять от примерно 0,1 мас.% до примерно 40 мас.%, альтернативно от примерно 1,0 мас.% до примерно 20 мас.%, или альтернативно от примерно 1,5 мас.% до примерно 10 мас.% относительно общей массы ЭК. В одном из вариантов реализации изобретения ЭК такого типа, как описан в настоящем документе, характеризуется температурой текучести от примерно 37,8°C (100°F) до примерно -28,9°C (-20°F), альтернативно от примерно 4,4°C (40°F) до примерно -23,3°C (-10°f), или альтернативно от примерно 0,0°C (32°F) до примерно -17,8°C (0°F). Температура текучести в настоящем документе относится к минимальной температуре, при которой жидкость сохраняет свои характеристики текучести. Температура текучести ЭК представляет собой количественный показатель и может быть измерена уравновешиванием ЭК при определенной температуре, а затем наблюдением возможности выливания ЭК из контейнера.
В одном из вариантов реализации изобретения ЭК имеет вязкость от примерно 100 сантипуаз (сП) до примерно 1000000 сП, альтернативно от примерно 200 сП до примерно 50000 сП, альтернативно от примерно 250 сП до примерно 10000 сП, или альтернативно от примерно 500 сП до примерно 10000 сП, измеренную при помощи реометра Anton Paar (Physica MCR 501). В одном из вариантов реализации ЭК можно использовать в ЖОС при температурах от примерно 4,4°C (40°F) до примерно 287,8°C (550°F), альтернативно от примерно 26,7°C (80°F) до примерно 176,67°C (350°F), или альтернативно от примерно 37,8°C (100°F) до примерно 148,9°C (300°F).
Жидкость для обслуживания скважины (ЖОС) может содержать любое количество ЭК, эффективное для предназначенного обслуживания скважины. В одном из вариантов реализации изобретения ЭК содержится в ЖОС в количестве от примерно 0,285 (0,1 фунтов/баррель) до примерно 114,12 кг/м3 (40 фунтов/баррель), альтернативно от примерно 5,70 кг/м3 (2 фунтов/баррель) до примерно 85,59 кг/м3 (30 фунтов/баррель), или альтернативно от примерно 17,11 кг/м3 (6 фунтов/баррель до примерно 57,06 кг/м3 (20 фунтов/баррель), относительно общей массы ЖОС.
В одном из вариантов реализации изобретения ЭК содержит эмульгатор, разбавитель и понизитель вязкости. Например, ЭК может содержать 65 мас.% эмульгатора, 25 мас.% минерального масла и 10 мас.% изобутилового спирта относительно общей массы ЭК. В таких вариантах реализации эмульгатор представляет собой ПАКК, полученный в соответствии с синтезом 2/3-амида, изображенным на схеме I. Такую ЭК можно использовать в ЖОС, содержащей эмульсию типа масло в воде или эмульсию типа вода в масле, для стабилизации ЖОС. В одном из вариантов реализации изобретения ЭК содержит 50
- 5 031823 мас.% эмульгатора, 41 мас.% дизельного топлива и 9 мас.% трет-амилового спирта относительно общей массы ЭК. В таких вариантах реализации эмульгатор представляет собой ПАКК в соответствии с синтезом полуамида, изображенным на схеме II. Такую ЭК можно использовать в ЖОС, содержащей эмульсию типа масло в воде или эмульсию типа вода в масле, для стабилизации ЖОС. В одном из вариантов реализации способ обслуживания скважины включает бурение скважины в подземном пласте и введение в пласт жидкости для обслуживания скважины (ЖОС) и, в частности, ЖОС, содержащей ЭК, описанную в настоящем документе. При использовании в настоящем документе жидкость для обслуживания скважины относится к жидкости, используемой для бурения, заканчивания, доработки, гидроразрыва, ремонта, любой подготовки скважины к добыче материалов, залегающих в подземном пласте, через который проходит скважина, или для извлечения таких материалов. Жидкость для обслуживания скважины предназначена для применения в скважине, которая проникает в подземный пласт. Следует понимать, что подземный пласт подразумевает зоны под поверхностью открытой земли и зоны под поверхностью земли, покрытой водой, такой как океаническая или пресная вода. В одном из вариантов реализации ЖОС содержит ЭК. В одном из вариантов реализации компоненты ЭК объединяют на буровой площадке вместе с остальными компонентами ЖОС (например, водной жидкостью, маслянистой жидкостью и т.д.); альтернативно, компоненты ЭК объединяют в другом месте (то есть ЭК получают в качестве комплекса присадок до ее поставки на буровую площадку) и транспортируют ЭК на буровую площадку, где ее применяют (смешивают с остальными компонентами ЖОС, такими как водная жидкость, маслянистая жидкость и т.д.). Примеры жидкостей для обслуживания скважин включают, но не ограничиваются ими, цементные растворы, буровые растворы или глинистые растворы, буферные жидкости, жидкости при потере циркуляции, жидкости для гидроразрыва, жидкости для изменения смачиваемости или жидкости для заканчивания. В одном из вариантов реализации изобретения ЖОС содержит маслянистую жидкость для обслуживания и/или буровой раствор, или водную жидкость для обслуживания и/или буровой раствор, который содержит по меньшей мере один маслянистый компонент. Неограничивающие примеры жидкостей на масляной основе, подходящих для применения в настоящем описании, включают буровые растворы или жидкости для обслуживания на масляной основе, инвертированные эмульсии и жидкости для обслуживания, по существу, не содержащие водного компонента.
В одном из вариантов реализации изобретения ЭК описанного в настоящем документе типа может быть введена в жидкость для обслуживания скважин и действовать в качестве эмульгатора. В одном из вариантов реализации жидкость для обслуживания скважин представляет собой жидкость для обслуживания скважин на масляной основе. При использовании в настоящем документе, жидкость для обслуживания скважин на масляной основе содержит жидкости, которые состоят полностью или, по существу, из неводных жидкостей и/или инвертированных эмульсий, в которых непрерывная фаза представляет собой неводную жидкость. В одном из вариантов реализации изобретения жидкость для обслуживания скважин на масляной основе содержит менее примерно 35, 25, 20, 15, 10 или 1% воды относительно массы жидкости для обслуживания скважин. Альтернативно, жидкость для обслуживания скважин может содержать столько неводной жидкости, сколько остается после вычета других компонентов жидкой композиции. В одном из вариантов реализации изобретения жидкость для обслуживания скважин содержит маслянистую жидкость. Примеры маслянистых жидкостей, подходящих для применения в настоящем описании, включают, но не ограничиваются ими, нефтяные масла, природные масла, синтетические масла или их комбинации. Неограничивающие примеры маслянистых жидкостей, подходящих для применения в настоящем описании, включают дизельное топливо, жидкое топливо, керосин, смеси сырой нефти, минеральное масло, синтетическое масло, растительные масла, олефины, полиолефины, альфа-олефины, внутренние олефины, полидиорганосилоксаны, ацетали, сложные эфиры, диэфиры карбоновых кислот, линейные или разветвленные парафины или их комбинации.
Коммерческие примеры маслянистых жидкостей, подходящих для применения в настоящем изобретении, включают, без ограничения, базовую жидкость PETROFREE, которая представляет собой 100% синтетическую сложноэфирную базовую жидкость, и синтетическую парафиновую базовую жидкость XP-07, которая представляет собой смесь чистых нормальных алканов, и обе эти жидкости имеются в продаже у компании Halliburton Energy Services, Inc.; SHELL SARALINE 185V, которая представляет собой синтетическую буровую базовую жидкость, имеющуюся в продаже у компании Shell; EDC 99DW, которая представляет собой углеводород, имеющийся в продаже у компании TOTAL Petrochemicals; углеводородную жидкость ESCAID 110, которая представляет собой нефтяной дистиллят, имеющийся в продаже у компании EXXONMOBIL Corp; и синтетическую жидкость на парафиновой основе BAROID ALKANE, которая представляет собой базовое масло, имеющееся в продаже у компании Halliburton Energy Services, Inc.
В одном из вариантов реализации изобретения жидкость для обслуживания скважин содержит эмульсионную жидкость типа вода в масле, которую называют инвертированной эмульсией, содержащую маслянистую жидкость и немаслянистую жидкость (например, воду), и дополнительно содержит ЭК описанного в настоящем документе типа.
В одном из вариантов реализации изобретения маслянистая жидкость инвертированной эмульсии может быть эмульсией описанного выше типа. Концентрация маслянистой жидкости в эмульсии должна
- 6 031823 быть достаточной для образования инвертированной эмульсии и может составлять менее чем примерно 99 объемных процентов (об.%) относительно общего объема жидкости инвертированной эмульсии. В одном из вариантов реализации изобретения количество маслянистой жидкости составляет от примерно 30 об.% до примерно 95 об.%, альтернативно от примерно 40 об.% до примерно 90 об.%, или альтернативно от примерно 50 об.% до примерно 85 об.% относительно общего объема жидкости инвертированной эмульсии.
В одном из вариантов реализации изобретения немаслянистый жидкий компонент инвертированной эмульсии, как правило, может содержать любую подходящую водную жидкость. Примеры подходящих немаслянистых жидкостей включают, но не ограничиваются ими, морскую воду, пресную воду, природные и искусственные солевые растворы, содержащие органические и/или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащие смешивающиеся с водой органические соединения, и их комбинации. Примеры подходящих солевых растворов включают, но не ограничиваются ими, хлоридные, бромидные или формиатные солевые растворы, содержащие одновалентные и/или поливалентные катионы, и их комбинации. Примеры подходящих хлоридных солевых растворов включают, но не ограничиваются ими, хлорид натрия, хлорид калия и хлорид кальция. Примеры подходящих бромидных солевых растворов включают, но не ограничиваются ими, бромид натрия, бромид кальция и бромид цинка. Примеры подходящих формиатных солевых растворов включают, но не ограничиваются ими, формиат натрия, формиат калия и формиат цезия.
В одном из вариантов реализации изобретения немаслянистая жидкость может содержаться в количестве, которое меньше теоретического предела, необходимого для получения инвертированной эмульсии. В одном из вариантов реализации содержание немаслянистой жидкости может составлять менее чем примерно 70 объемных процентов (об.%) относительно общего объема инвертированной эмульсии, альтернативно от примерно 1 об.% до примерно 70 об.%, или альтернативно от примерно 5 об.% до примерно 60 об.%.
Например, в одном из вариантов реализации изобретения инвертированная эмульсия может содержать от примерно 20 об.% до примерно 60 об.% немаслянистой жидкости относительно общего объема инвертированной эмульсии и от примерно 40 до 80 об.% маслянистой жидкости по объему, альтернативно от примерно 30 об.% до примерно 50 об.% или от примерно 50 до 70 об.%.
В одном из вариантов реализации ЭК можно использовать в ЖОС, подходящей для применения в операции бурения. В таких вариантах реализации жидкость для обслуживания скважины может представлять собой инвертированную эмульсию, буровой глинистый раствор на масляной основе, содержащий ЭК.
В одном из вариантов реализации изобретения ЖОС, содержащую ЭК описанного в настоящем документе типа, можно использовать в ходе операции увеличения нефтеотдачи пласта (УНП). УНП представляет собой общий термин для способов повышения количества сырой нефти, которую можно извлечь из углеводородного продуктивного пласта (например, углеводородного месторождения). УНП достигают при помощи закачки газа, закачки пены, закачки химических реагентов, закачки микроорганизмов или термической добычи (которая включает периодический или непрерывный поток пара, паровое заводнение и огневое заводнение).
В одном из вариантов реализации изобретения операция УНП включает закачку химических реагентов. ЭК описанного в настоящем документе типа можно использовать в качестве поверхностноактивного вещества при заводнении с закачкой щелочного поверхностно-активного полимера (ЩПАП). Химические вещества, используемые в применениях УНП, растворяют в пластовом рассоле или воде из доступного водоносного горизонта. Одной из главных проблем, связанных с заводнением с закачкой ЩПАП, считается осаждение поверхностно-активного вещества в воде с повышенным содержанием солей. ЭК согласно настоящему описанию может демонстрировать высокую растворимость в рассолах с высоким содержанием солей (например, с содержанием солей более чем примерно 300000 м.д.). ЭК описанного в настоящем документе типа при ее введении в закачиваемую воду может снижать межфазное натяжение между водой и маслом (НМЛ). ЭК может также изменять смачиваемость пластовой породы. Снижение НМЛ и изменение смачиваемости может повышать нефтеотдачу за счет увеличения подвижности остаточной нефти. В одном из вариантов реализации УНП происходит в двухскважинной конфигурации, т.е. в скважине закачки и в добывающей скважине. Например, ЖОС, содержащую ЭК, можно закачивать в пласт через скважину закачки. ЖОС, содержащая ЭК, может просачиваться через пласт, проходя через нефтеносные зоны, которые соединяют скважину закачки с добывающей скважиной.
В одном из вариантов реализации изобретения ЭК, ЖОС, содержащая ЭК, и способы их применения, описанные в настоящем документе, можно преимущественно использовать при выполнении одной или нескольких операций по обслуживанию скважины. В одном из вариантов реализации ЭК можно преимущественно применять в условиях повышенной солености, например, в условиях повышенной солености ЖОС и/или внутри скважины с высоким содержанием соли (что может, в свою очередь, повышать соленость ЖОС, используемой в ней). В одном из вариантов реализации ЭК применяют в ЖОС, содержащей насыщенные солевые растворы. Например, ЭК можно применять в ЖОС, имеющей концентрацию солей в диапазоне от примерно 0 м.д. до примерно 500000 м.д., альтернативно от примерно 1000
- 7 031823
м.д. до примерно 300000 м.д., или альтернативно от примерно 50000 м.д. до примерно 150000 м.д.
ЭК описанного в настоящем документе типа может способствовать образованию стабильных эмульсий ЖОС, имеющих электрическую стабильность в диапазоне от примерно 0 до примерно 2000 вольт (В), альтернативно от примерно 100 В до примерно 1500 В, или альтернативно от примерно 100 В до примерно 1000 В, как описано в методических рекомендациях Американского нефтяного института 13В-2. Кроме того, в одном из вариантов реализации ЭК может быть экологически безопасной и демонстрировать низкий уровень токсичности.
Ниже приведены дополнительные нумерованные варианты реализации принципов, описанных в настоящем документе.
Первый вариант реализации изобретения, который представляет собой способ обслуживания скважины в подземном пласте, включающий получение инвертированной эмульсии, содержащей водную жидкость, маслянистую жидкость и эмульгирующую композицию (ЭК), в которой эмульгирующая композиция содержит эмульгатор, разбавитель и понизитель вязкости, а понизитель вязкости содержит спирт, амид жирной кислоты или их комбинации; и размещение инвертированной эмульсии в скважине.
Второй вариант реализации изобретения, который представляет собой способ по первому варианту реализации, отличающийся тем, что эмульгатор содержит полиамид с концевой карбоновой кислотой, смесь, полученную по реакции Дильса-Альдера диенофилов со смесью жирных кислот и/или смоляных кислот, или их комбинации.
Третий вариант реализации изобретения, который представляет собой способ по второму варианту реализации, отличающийся тем, что полиамид с концевой карбоновой кислотой содержит один или более продуктов реакции конденсации между жирными кислотами и полиаминами.
Четвертый вариант реализации изобретения, который представляет собой способ по любому из второго и третьего варианта реализации, отличающийся тем, что диенофил содержит карбоновые кислоты, поликарбоновые кислоты, ангидриды или их комбинации.
Пятый вариант реализации изобретения, который представляет собой способ по любому из вариантов реализации со второго по четвертый, отличающийся тем, что жирные кислоты и/или смоляные кислоты получают перегонкой неочищенного таллового масла.
Шестой вариант реализации изобретения, который представляет собой способ по любому из вариантов реализации с первого по пятый, отличающийся тем, что эмульгатор содержится в ЭК в количестве от примерно 25 мас.% до примерно 100 мас.% относительно общей массы ЭК.
Седьмой вариант реализации изобретения, который представляет собой способ по любому из вариантов реализации с первого по шестой, отличающийся тем, что разбавитель содержит нефтяные масла, природный масла, синтетические масла, дизельное топливо, керосин, минеральное масло, олефины и полиолефины (например, альфа-олефины и/или внутренние олефины), полидиорганосилоксаны, сложные эфиры, биодизель, сложные диэфиры карбоновых кислот, парафины, простые эфиры или их комбинации.
Восьмой вариант реализации изобретения, который представляет собой способ по любому из вариантов реализации с первого по седьмой, отличающийся тем, что разбавитель содержится в ЭК в количестве от примерно 15 мас.% до примерно 90 мас.% относительно общей массы ЭК.
Девятый вариант реализации изобретения, который представляет собой способ по любому из вариантов реализации с первого по восьмой, отличающийся тем, что спирт содержит 2- метил-1-пропанол, 2метил-2-бутанол или их комбинации.
Десятый вариант реализации изобретения, который представляет собой способ по любому из вариантов реализации с первого по девятый, отличающийся тем, что амид жирной кислоты содержит продукт реакции между полиамином и жирной кислотой или сложным эфиром жирной кислоты, или их комбинации.
Одиннадцатый вариант реализации изобретения, который представляет собой способ по десятому варианту реализации, отличающийся тем, что амин содержит диэтаноламин, диметиламин, диэтиламин, метиламин, этиламин, пиперидин, анилин или их комбинации.
Двенадцатый вариант реализации изобретения, который представляет собой способ по любому из десятого и одиннадцатого варианта реализации, отличающийся тем, что жирная кислота содержит олеиновую кислоту, линолевую кислоту, абиетиновую кислоту, производные абиетиновой кислоты, пимаровую кислоту, пальмитиновую, миристиновую, линоленовую, стеариновую или их комбинации.
Тринадцатый вариант реализации изобретения, который представляет собой способ по любому из вариантов реализации с десятого по двенадцатый, отличающийся тем, что сложный эфир жирной кислоты содержит метиловый эфир жирной кислоты, этиловый эфир жирной кислоты или природный сложный эфир, триглицерид, соевое масло, масло подсолнечника, кукурузное масло, сафлоровое масло или их комбинации.
Четырнадцатый вариант реализации изобретения, который представляет собой способ по любому из вариантов реализации с десятого по тринадцатый, отличающийся тем, что сложный эфир жирной кислоты содержит жирный диметиламид.
Пятнадцатый вариант реализации изобретения, который представляет собой способ по любому из вариантов реализации с первого по четырнадцатый, отличающийся тем, что понизитель вязкости содер
- 8 031823 жится в ЭК в количестве от примерно 0,1 мас.% до примерно 40 мас.% относительно общей массы ЭК.
Шестнадцатый вариант реализации изобретения, который представляет собой способ по любому из вариантов реализации с первого по пятнадцатый, отличающийся тем, что жидкость для обслуживания скважины содержит буровой раствор на масляной основе.
Семнадцатый вариант реализации изобретения, который представляет собой способ по любому из вариантов реализации с первого по шестнадцатый, отличающийся тем, что ЭК имеет точку текучести от примерно -28,89°C (-20°F) до примерно 37,78°C (100°F).
Восемнадцатый вариант реализации изобретения, который представляет собой способ по любому из вариантов реализации с первого по семнадцатый, отличающийся тем, что ЭК имеет электрическую стабильность от примерно 0 до примерно 2000 В.
Девятнадцатый вариант реализации изобретения, который представляет собой способ по любому из вариантов реализации с первого по восемнадцатый, отличающийся тем, что ЭК имеет вязкость от примерно 100 сП до примерно 100000 сП.
Двадцатый вариант реализации изобретения, который представляет собой способ обслуживания скважины в подземном пласте, включающий прокачку жидкости для обслуживания скважины, содержащей эмульгирующую композицию (ЭК), через часть подземного пласта, при этом ЭК содержит эмульгатор, разбавитель и понизитель вязкости, где понизитель вязкости содержит 2-метил-1-пропанол, 2-метил2-бутанол, амид жирной кислоты или их комбинации; приведение в контакт ЭК с нефтью in situ в пласте с образованием эмульсии; и уменьшение межфазного натяжения между водой и нефтью, и изменение смачиваемости с обеспечением увеличения нефтеотдачи пласта.
Двадцать первый вариант реализации изобретения, который представляет собой способ по двадцатому варианту реализации, отличающийся тем, что эмульгатор содержит частичный амид.
Двадцать второй вариант реализации изобретения, который представляет собой инвертированную эмульсионную жидкость для обслуживания скважин, содержащую водную жидкость, маслянистую жидкость и эмульгирующую композицию (ЭК), при этом эмульгирующая композиция содержит эмульгатор, разбавитель и понизитель вязкости, где понизитель вязкости содержит спирт, амид жирной кислоты или их комбинации.
Двадцать третий вариант реализации изобретения, который представляет собой инвертированную эмульсию по двадцать второму варианту реализации, полученную в виде бурового раствора.
Примеры
Выше представлено общее описание вариантов реализации изобретения, а следующие примеры приведены в качестве конкретных вариантов реализации настоящего описания и для демонстрации его практического осуществления и преимуществ. Следует понимать, что эти примеры представлены в качестве иллюстрации, и они никоим образом не предназначены для ограничения настоящего описания или формулы изобретения.
Пример 1.
Приготовили шесть образцов, обозначенных как образцы 1-6, содержащих эмульгатор, разбавитель и понизитель вязкости. Использовали три понизителя вязкости: изобутиловый спирт (IBA), третамиловый спирт (t-AA) и бутиловую смесь (BB, 1:1 смесь монобутилового эфира этиленгликоля и бутилового эфира диэтиленгликоля). Во всех случаях разбавитель представлял собой минеральное масло, и эмульгатор представлял собой 2/3-амид. Состав каждого образца и количества всех компонентов, содержащихся в образце, представлены в табл. 1 в виде массовых процентов материалов относительно общей массы образца. Образцы получали так, чтобы получить композицию с температурой текучести -17,78°C (0°F).
Таблица 1
| Номер образца | Понизитель вязкости | Эмульгатор (масс. %) | Понизитель вязкости (масс. | Разбавитель (масс. %) |
| %) | ||||
| 1 | IBA | 65 | 9 | 26 |
| 2 | t-AA | 65 | 9 | 26 |
| 3 | ВВ | 65 | 9 | 26 |
| 4 | IBA | 40 | 1 | 59 |
| 5 | t-AA | 40 | 1 | 59 |
| 6 | ВВ | 40 | 3 | 57 |
Данные, представленные в табл. 1, показывают, что при получении композиций, содержащих 65 мас.% эмульгатора (т.е. 2/3-амида), для всех композиций потребовалось одинаковое количество разбавителя, т.е. 26 мас.%, а также одинаковое количество понизителя вязкости, т.е. 9 мас.%. Однако композиция, полученная с применением BB в качестве понизителя вязкости, не была заметно более густой. Эти результаты демонстрируют также, что при составлении образцов, содержащих 40 мас.% 2/3-амидного эмульгатора для достижения температуры текучести -17,78°C (0°F), для композиции потребовалось 59 мас.% разбавителя, но лишь 1 мас.% понизителей вязкости описанного в настоящем документе типа (т.е. IBA и t-AA). Напротив, при использовании в качестве понизителя вязкости BB количество понизителя
- 9 031823 вязкости, необходимое для достижения температуры текучести 0°F, составило 3 мас.%, что более чем в два раза превышает количество, необходимое для IBA или t-AA.
Такие же результаты были получены для образцов с применением в качестве эмульгатора полуамида, табл. 2. Ссылаясь на табл. 2, получили шесть образцов, обозначенных 7-12, которые содержали полуамидный эмульгатор, минеральное масло в качестве разбавителя и указанный понизитель вязкости, процентное содержание которых указано в таблице и выражено относительно общей массы образца.
Таблица 2
| Образец | Понизитель вязкости | Эмульгатор (масс. %) | Понизитель вязкости (масс. %) | Разбавитель (масс. %) |
| 7 | IBA | 50 | 10 | 40 |
| 8 | t-AA | 50 | 10 | 40 |
| 9 | ВВ | 50 | 10 | 40 |
| 10 | IBA | 30 | 1,5 | 68,5 |
| 11 | t-AA | 30 | 1,5 | 68,5 |
| 12 | ВВ | 30 | 2,5 | 67,5 |
Данные, представленные в табл. 2, показывают, что при содержании в образцах 50 мас.% полуамидного эмульгатора для каждого образца потребовалось 40 мас.% разбавителя и 10 мас.% понизителя вязкости для достижения температуры текучести -17,78°C (0°F). Однако композиции с BB в качестве понизителя вязкости были значительно более густыми. Эти результаты демонстрируют также, что при содержании в образцах 30 мас.% полумидного эмульгатора для каждого образца потребовалось 68,5 мас.% разбавителя. Однако для образцов 10 и 11, которые содержали IBA и t-AA, соответственно, потребовалось лишь 1,5 мас.% для получения температуры текучести -17,78°C (0°F). Напротив, при использовании в качестве понизителя вязкости BB, в образце 12, количество понизителя вязкости, необходимое для достижения температуры текучести -17,78°C (0°F), было значительно выше, 2,5 мас.%. Для 2/3амидного эмульгатора исследовали влияние типа понизителя вязкости на основе амида жирной кислоты на температуру текучести; данные представлены в табл. 3. Ссылаясь на табл. 3, каждый из образцов 1316 содержал 2/3-амидный эмульгатор, минеральное масло в качестве разбавителя и указанный понизитель вязкости в количествах, указанных в табл. 3.
Таблица 3
| № образца | Понизитель вязкости | Эмульгатор (масс. %) | Понизитель вязкости (масс. %) | Разбавитель (масс. %) |
| 13 | STEPOSOL М-8-10 | 65 | 20 | 5 |
| 14 | STEPOSOL М-10 | 65 | 20 | 5 |
| 15 | STEPOSOL М-8-10 | 40 | 10 | 50 |
| 16 | STEPOSOL М-10 | 40 | 10 | 50 |
Ссылаясь на данные в табл. 3, для образцов, содержащих 65 мас.% 2/3-амидного эмульгатора, потребовалось 5 мас.% разбавителя и 20 мас.% понизителя вязкости, для достижения температуры текучести -17,78°C (0°F). Для образцов, содержащих 40 мас.% 2/3-амидного эмульгатора, потребовалось 50 мас.% разбавителя на основе минерального масла и 10 мас.% понизителя вязкости для достижения температуры текучести -17,78°C (0°F).
Пример 2.
Исследовали стабильность эмульсий, содержащих ЭК описанного в настоящем документе типа, при помощи нагрузочных испытаний эмульсий при сдвиге. Более конкретно, получили шесть образцов, обозначенных A-E. Образцы A, B и C содержали дизельное топливо в качестве базового масла, 2/3эмульгатор и IBA, t-AA и BB соответственно. Образцы D, E и F содержали минеральное масло в качестве базового масла, 2/3-эмульгатор и IBA, t-AA и BB соответственно. Каждый образец содержал также раствор хлорида кальция и загуститель. Количество каждого использованного компонента представлено в табл. 4. Загуститель GELTONE II представляет собой органофильную глину, имеющуюся в продаже у компании Halliburton Energy Services.
Таблица 4
| Компонент | Единицы измерения | Количество |
| Базовое масло | баррель | 0,6097 |
| Активный эмульгатор (65 %) | фунт | 1,3 |
| Раствор СаС12 | баррель | 0,1197 |
| Загуститель GELTONE II | фунт | о 3 |
| Соленость солевого раствора | М.д. | 300000 |
| Соотношение масла и воды (объемное) | 85/15 | |
| Плотность | фунт/галлон | 1 15 |
Образцы смешивали на универсальном смесителе, периодически измеряя электрическую стабильность. Определили электрическую стабильность каждого образца как функцию от времени со сдвигом
- 10 031823 при помощи измерителя ЭС (электрической стабильности) в соответствии с методикой, описанной в методических рекомендациях Американского нефтяного института 13В-2, а результаты нанесли на графики, изображенные на фиг. 1 и 2, для дизеля и минерального масла в качестве масляной основы соответственно. В испытании электрической стабильности смесь находится в виде эмульсии при электрической стабильности больше нуля. На стабильную эмульсию указывает большое значение электрической стабильности, которое может сохраняться с течением времени. Для дизельного топлива (фиг. 1) и для минерального масла (фиг. 2) образцы, содержащие IBA, т.е. образцы A и D, имели более высокую стабильность, чем образцы, содержащие t-AA, т.е. образцы B и E, которые, в свою очередь, были более стабильными, чем образцы, содержащие BB, т.е. образцы C и F. Кроме того, образцы, содержащие минеральное масло, т.е. образцы D-F имели более высокие значения электрической стабильности в течение более продолжительных периодов времени по сравнению с образцами, содержащими дизель, т.е. образцами A-C.
Иллюстративная ЭК, описанная в настоящем документе, может прямо или косвенно влиять на один или более компонентов или деталей оборудования, связанного с получением, доставкой, возвратом, переработкой, повторным использованием и/или утилизацией описанной ЭК. Например, описанная ЭК может прямо или косвенно влиять на один или более смесителей, сопутствующих смесительных оборудований, шламовых амбаров, складских сооружений или контейнеров, разделителей для жидкостей, теплообменников, датчиков, измерительных приборов, насосов, компрессоров и т.п., используемых для получения, хранения, контролирования, регулирования и/или регенерации иллюстративной ЭК. Описанная ЭК также может прямо или косвенно влиять на любое транспортное оборудование или средства для доставки, используемые для транспортирования ЭК на буровую площадку или в скважину, такие как, например, любые транспортные емкости, каналы, трубопроводы, тележки, трубные элементы и/или трубы, используемые для жидкостного перемещения ЭК из одного места в другое, любые насосы, компрессоры или двигатели (например, наземные или внутрискважинные), используемые для приведения ЭК в движение, любые клапаны или сопутствующие соединители, используемые для регуляции давления или расхода ЭК, и любые датчики (например, давления и температуры), измерительные приборы и/или их комбинации и т.п. Описанная ЭК может также прямо или косвенно влиять на различное внутрискважинное оборудование и инструменты, которые могут входить в контакт с химическими реагентами/жидкостями, такие как, но не ограничиваясь ими, буровая штанга, гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра, буровая труба, утяжеленные буровые трубы, забойные двигатели, внутрискважинные двигатели и/или насосы, поплавки, инструменты телеметрии/каротажа в ходе бурения и сопутствующее телеметрическое оборудование, буровые головки (в том числе шарошечное коническое долото, прицельноперкуссионная ударная шарошка, шарошка, армированная природными алмазами, расширители ствола скважины, наддолотные расширители и колонковые буровые коронки), датчики или распределенные датчики, внутрискважинные теплообменники, клапаны и соответствующие управляющие устройства, уплотнители приборов, пакеры и другие устройства или компоненты для изоляции ствола скважины и т.п.
Несмотря на то что были показаны и описаны варианты реализации настоящего изобретения, специалисты в данной области техники могут делать различные их модификации без отклонения от сущности и указаний настоящего изобретения. Варианты реализации изобретения, описанные в настоящем документе, являются лишь иллюстративными, и они не предназначены для ограничения. Возможны многочисленные варианты и модификации изобретения, описанного в настоящем документе, и они входят в границы объема настоящего изобретения. При явном указании числовых диапазонов или ограничений, такие выраженные диапазоны и ограничения следует понимать как включающие повторяющиеся диапазоны или ограничения подобных величин, входящих в явно указанные диапазоны или ограничения (например, от примерно 1 до примерно 10 включает 2, 3, 4 и т.д.; более 0,10 включает 0,11, 0,12, 0,13 и т.д.). Например, если описан числовой диапазон с минимальным значением, RL, и максимальным значением, RU, то специально описано любое число, входящее в этот диапазон. В частности, специально описаны следующие числа в диапазоне
R R -k-(R -R ).
где k представляет собой переменную в диапазоне от 1 до 100% с инкрементом 1%, т.е. k равен 1, 2 3, 4, 5, ..., 50, 51, 52, ..., 95, 96, 97, 98, 99 или 100%. Кроме того, специально описан также любой числовой диапазон, определенный двумя значениями R, как описано выше. Применение термина необязательно в отношении любого элемента формулы изобретения предназначено для обозначения того, что рассматриваемый элемент является необходимым или альтернативно не является необходимым. В границы объема формулы изобретения входят оба варианта. Применение более широких терминов, таких как содержит, включает, имеет и т.д., следует понимать как подтверждение более узких терминов, таких как состоит из, состоит, по существу, из и т.д.
Соответственно, объем правовой охраны не ограничен описанием, изложенным выше, а ограничен лишь следующей формулой изобретения, и этот объем включает все эквиваленты объектов пунктов формулы изобретения. Любой и каждый пункт формулы изобретения включен в настоящее описание в качестве варианта реализации настоящего изобретения. Следовательно, формула изобретения представляет собой дополнительное описание и дополнение к вариантам реализации настоящего изобретения.
- 11 031823
Обсуждение ссылки на раздел Описание области техники не является признанием того, что он является известным уровнем техники для настоящего изобретения, особенно любой ссылки, которая может иметь более позднюю дату публикации, чем приоритетная дата настоящей заявки. Описание всех патентов, патентных заявок и публикаций, цитируемых в настоящем документе, включено в настоящий документ посредством ссылки в той степени, в которой они обеспечивают иллюстративные, методические или иные подробности, которые дополняют изложенное в настоящем документе.
Claims (20)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ обслуживания скважины в подземном пласте, включающий получение обратной эмульсии, содержащей водную жидкость, маслянистую жидкость и эмульгирующую композицию (ЭК), при этом эмульгирующая композиция содержит эмульгатор, разбавитель и понизитель вязкости, где эмульгатор содержит полиамид с концевой карбоновой кислотой (ПАКК), полученный реакцией конденсации между жирной кислотой и полиамином, или смесь, полученную реакцией Дильса-Альдера диенофилов со смесью жирных кислот и/или смоляных кислот (РСДА), или их комбинации;где содержание разбавителя в ЭК составляет от 15 до 90 мас.% относительно общей массы ЭК;где понизитель вязкости содержит спирт, амид жирной кислоты или их комбинации;при этом амид жирной кислоты представляет собой продукт реакции между (i) амином, включающим диэтаноламин, диметиламин, диэтиламин, метиламин, этиламин, пиперидин, анилин или их комбинации, и (ii) жирной кислотой, или сложным эфиром жирной кислоты, или их комбинации;и размещение обратной эмульсии в скважине.
- 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что полиамид с концевой карбоновой кислотой содержит один или более продуктов реакции конденсации между жирными кислотами и полиаминами.
- 3. Способ по любому из пп.1, 2, отличающийся тем, что диенофил содержит карбоновые кислоты, поликарбоновые кислоты, ангидриды или их комбинации.
- 4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что жирные кислоты и/или смоляные кислоты получают перегонкой неочищенного таллового масла.
- 5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что содержание эмульгатора в ЭК составляет от 40 до 80 мас.% относительно общей массы ЭК.
- 6. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что разбавитель содержит нефтяные масла, природные масла, синтетические масла, дизельное топливо, керосин, минеральное масло, олефины и полиолефины, полидиорганосилоксаны, сложные эфиры, биодизель, сложные диэфиры карбоновых кислот, парафины, простые эфиры или их комбинации.
- 7. Способ по любому из пп.1-6, отличающийся тем, что понизитель вязкости содержит спирт, выбранный из 2-метил-1-пропанола, 2-метил-2-бутанола или их комбинаций.
- 8. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что понизитель вязкости содержит амид жирной кислоты, который представляет собой продукт реакции между амином, включающим диэтаноламин, диметиламин, диэтиламин, метиламин, этиламин, пиперидин, анилин или их комбинации, и жирной кислотой или сложным эфиром жирной кислоты или их комбинации.
- 9. Способ по п.8, отличающийся тем, что жирная кислота содержит олеиновую кислоту, линолевую кислоту, абиетиновую кислоту, производные абиетиновой кислоты, пимаровую кислоту, пальмитиновую, миристиновую, линоленовую, стеариновую или их комбинации.
- 10. Способ по п.9, отличающийся тем, что сложный эфир жирной кислоты содержит метиловый эфир жирной кислоты, этиловый эфир жирной кислоты или природный сложный эфир, триглицерид, соевое масло, масло подсолнечника, кукурузное масло, сафлоровое масло или их комбинации.
- 11. Способ по любому из пп.8-10, отличающийся тем, что сложный эфир жирной кислоты содержит жирный диметиламид.
- 12. Способ по любому из пп.1-11, отличающийся тем, что содержание понизителя вязкости в ЭК составляет от 0,1 до 40 мас.% относительно общей массы ЭК.
- 13. Способ по любому из пп.1-12, отличающийся тем, что обратная эмульсия содержит буровой глинистый раствор на масляной основе.
- 14. Способ по любому из пп.1-13, отличающийся тем, что ЭК имеет температуру текучести от -28,9°С (-20°F) до 37,8°С (100°F).
- 15. Способ по любому из пп.1-14, отличающийся тем, что ЭК имеет электрическую стабильность от 0 до 2000 В.
- 16. Способ по любому из пп.1-15, отличающийся тем, что ЭК имеет вязкость от 100 до 100000 сП.
- 17. Способ обслуживания скважины в подземном пласте, включающий прокачку жидкости для обслуживания скважин, содержащей эмульгирующую композицию (ЭК), через часть подземного пласта, при этом ЭК содержит эмульгатор, разбавитель и понизитель вязкости, где эмульгатор включает полиамид с концевой карбоновой кислотой (ПАКК), указанный полиамид включает две трети амида (2/3-амид), полученный по схеме I- 12 031823ДЭТА ЖКТМАжRМалеиновый ангидрид2/3-амид или полуамид (1/2-амид), полученный по схеме II о R^OH hIДЭТА1.5ЖКТМRyn^.n^nh2 1 <Α30%ΗίΝ^^Ν^^ΝΗ2 Ά50%Малеиновый ангидридΗ ΗΟ O4R Xcooh50%50%1/2-амид смесь, полученную реакцией Дильса-Альдера диенофилов со смесью жирных кислот и/или смоляных кислот (РСДА), или их комбинации;причем понизитель вязкости содержит 2-метил-1-пропанол, 2-метил-2-бутанол, амид жирной кислоты или их комбинации;приведение в контакт ЭК с нефтью in situ в пласте с образованием эмульсии; и снижение межфазного натяжения между водой и нефтью, и изменение смачиваемости с обеспечением увеличения нефтеотдачи пласта.
- 18. Способ по п.17, отличающийся тем, что эмульгатор содержит 2/3-амид или 1/2-амид.
- 19. Обратная эмульсионная жидкость для обслуживания скважин, содержащая водную жидкость, маслянистую жидкость и эмульгирующую композицию (ЭК), при этом эмульгирующая композиция содержит эмульгатор, разбавитель и понизитель вязкости, где эмульгатор содержит полиамид с концевой карбоновой кислотой (ПАКК), полученный реакцией конденсации между жирной кислотой и полиамином, или смесь, полученную реакцией Дильса-Альдера диенофилов со смесью жирных кислот и/или смоляных кислот (РСДА), или их комбинации;где содержание разбавителя в ЭК составляет от 15 до 90 мас.% относительно общей массы ЭК;и где понизитель вязкости содержит спирт, амид жирной кислоты или их комбинации;при этом амид жирной кислоты представляет собой продукт реакции между (i) амином, включающим диэтаноламин, диметиламин, диэтиламин, метиламин, этиламин, пиперидин, анилин или их комбинации, и (ii) жирной кислотой, или сложным эфиром жирной кислоты, или их комбинации.
- 20. Обратная эмульсионная жидкость по п.19, полученная в виде бурового раствора.- 13 031823О 50 100 ISO 200 250Время (минуты)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/664,259 US8727005B1 (en) | 2012-10-30 | 2012-10-30 | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
| PCT/US2013/061708 WO2014070340A1 (en) | 2012-10-30 | 2013-09-25 | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201590633A1 EA201590633A1 (ru) | 2015-08-31 |
| EA031823B1 true EA031823B1 (ru) | 2019-02-28 |
Family
ID=49304402
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201590633A EA031823B1 (ru) | 2012-10-30 | 2013-09-25 | Композиции для обслуживания скважин и способы их получения и применения |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8727005B1 (ru) |
| EP (1) | EP2914683B1 (ru) |
| AR (1) | AR093250A1 (ru) |
| AU (1) | AU2013338505B2 (ru) |
| BR (1) | BR112015009051A2 (ru) |
| CA (1) | CA2889523C (ru) |
| EA (1) | EA031823B1 (ru) |
| MX (1) | MX349440B (ru) |
| WO (1) | WO2014070340A1 (ru) |
Families Citing this family (33)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| ITUB20150865A1 (it) | 2015-05-26 | 2016-11-26 | Lamberti Spa | Fluidi per trattamenti sotterranei |
| US10844264B2 (en) | 2015-06-30 | 2020-11-24 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Lubricant compositions comprising diol functional groups and methods of making and using same |
| US20170002252A1 (en) * | 2015-06-30 | 2017-01-05 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Lubricant Compositions and Methods of Making and Using Same |
| CN106350040A (zh) * | 2015-07-15 | 2017-01-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种抗高温油包水生物柴油钻井液及制备方法 |
| ITUB20153988A1 (it) | 2015-09-30 | 2017-03-30 | Lamberti Spa | Emulsionante esente da idrocarburi |
| US10723929B2 (en) * | 2015-11-19 | 2020-07-28 | Cnpc Usa Corporation | Thinner for oil-based drilling fluids |
| CN105524601A (zh) * | 2015-11-26 | 2016-04-27 | 天津滨海新区普瑞德石油科技有限公司 | 一种乳化剂组合物及其制备方法 |
| US11639461B2 (en) | 2016-02-19 | 2023-05-02 | Schlumberger Technology Corporation | Reversible oil-based mud |
| US20170283680A1 (en) * | 2016-03-31 | 2017-10-05 | M-I L.L.C. | Emulsifiers for invert emulsion wellbore fluids and methods of use thereof |
| US10457847B2 (en) | 2016-11-30 | 2019-10-29 | Saudi Arabian Oil Company | Invert emulsion drilling fluids with fatty acid and fatty amine rheology modifiers |
| US10927284B2 (en) | 2016-11-30 | 2021-02-23 | Saudi Arabian Oil Company | Invert emulsion drilling fluids with fatty acid and fatty amine rheology modifiers |
| US10266745B2 (en) | 2017-02-03 | 2019-04-23 | Saudi Arabian Oil Company | Anti-bit balling drilling fluids, and methods of making and use thereof |
| CA3053485A1 (en) | 2017-04-24 | 2018-11-01 | Huntsman Petrochemical Llc | Method of producing hydroxyalkylcarbamate-functional polyamides and uses thereof |
| KR20200040838A (ko) * | 2017-08-15 | 2020-04-20 | 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 | 오일계 시추용 유체를 위한 열적으로 안정한 계면활성제 |
| US10988659B2 (en) | 2017-08-15 | 2021-04-27 | Saudi Arabian Oil Company | Layered double hydroxides for oil-based drilling fluids |
| US10793762B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-10-06 | Saudi Arabian Oil Company | Layered double hydroxides for oil-based drilling fluids |
| US10745606B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-08-18 | Saudi Arabian Oil Company | Oil-based drilling fluid compositions which include layered double hydroxides as rheology modifiers |
| CN111032818A (zh) | 2017-08-15 | 2020-04-17 | 沙特阿拉伯石油公司 | 油基钻井液的热稳定表面活性剂 |
| US10640696B2 (en) * | 2017-08-15 | 2020-05-05 | Saudi Arabian Oil Company | Oil-based drilling fluids for high pressure and high temperature drilling operations |
| US10676658B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-06-09 | Saudi Arabian Oil Company | Oil-based drilling fluids for high pressure and high temperature drilling operations |
| US10647903B2 (en) * | 2017-08-15 | 2020-05-12 | Saudi Arabian Oil Company | Oil-based drilling fluid compositions which include layered double hydroxides as rheology modifiers and amino amides as emulsifiers |
| US10876039B2 (en) | 2017-08-15 | 2020-12-29 | Saudi Arabian Oil Company | Thermally stable surfactants for oil based drilling fluids |
| CN107288598A (zh) * | 2017-08-16 | 2017-10-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高低渗透油藏产量的化学处理方法 |
| US11390792B2 (en) * | 2017-11-17 | 2022-07-19 | Oren Hydrocarbons Llc | Clay-free drilling fluid composition |
| US10676659B2 (en) | 2018-01-30 | 2020-06-09 | Ingevity South Carolina, Llc | High solids tolerant invert emulsion fluids |
| US20230104838A1 (en) * | 2019-10-18 | 2023-04-06 | Horizon Mud Company, Inc. | Systems and methods for providing fluid lighteners while reducing downhole emulsifications |
| US11542817B1 (en) * | 2020-12-18 | 2023-01-03 | Horizon Mud Company, Inc. | Systems and methods for providing fluid lighteners while reducing downhole emulsifications |
| US20220363980A1 (en) * | 2021-05-17 | 2022-11-17 | Highland Fluid Technology | Methods and systems associated with lubricant for oil slurry |
| US11739257B2 (en) * | 2021-05-25 | 2023-08-29 | Shell Usa, Inc. | Hydraulic fracturing fluid |
| IT202100016916A1 (it) | 2021-06-28 | 2022-12-28 | Lamberti Spa | Emulsionanti |
| US12139667B1 (en) | 2023-06-30 | 2024-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Friction reduction of acidic treatment fluids |
| WO2025240453A1 (en) * | 2024-05-13 | 2025-11-20 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore fluids including emulsifier compositions, and related methods |
| CN120365900B (zh) * | 2025-06-25 | 2025-09-16 | 中国石油集团西部钻探工程有限公司 | 油基钻井液用主乳化剂及其制备方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2003038008A1 (en) * | 2001-10-31 | 2003-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additive for oil-based drilling fluids |
| US20040171498A1 (en) * | 2001-10-31 | 2004-09-02 | Miller Jeffrey J. | Metallic soaps of modified fatty acids and rosin acids and methods of making and using same |
| US20060272815A1 (en) * | 2005-06-06 | 2006-12-07 | Baker Hughes Incorporated | Invert emulsion carrier fluid and oil-wetting agent and method of using same |
| US7939470B1 (en) * | 2010-03-27 | 2011-05-10 | Halliburton Energy Services Inc. | Invert emulsion drilling fluids comprising quaternary ammonium emulsifiers and argillaceous solids and methods of drilling boreholes |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4506051A (en) * | 1983-09-09 | 1985-03-19 | Dow Chemical Rheinwerk Gmbh | Water-in-oil emulsions having improved low temperature properties |
| US5252554A (en) | 1988-12-19 | 1993-10-12 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Drilling fluids and muds containing selected ester oils |
| US6218342B1 (en) * | 1996-08-02 | 2001-04-17 | M-I Llc | Oil-based drilling fluid |
| US7534746B2 (en) | 2001-10-31 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Metallic soaps of modified tall oil acids |
| US7008907B2 (en) | 2001-10-31 | 2006-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additive for oil-based drilling fluids |
-
2012
- 2012-10-30 US US13/664,259 patent/US8727005B1/en active Active
-
2013
- 2013-09-25 EA EA201590633A patent/EA031823B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2013-09-25 MX MX2015005246A patent/MX349440B/es active IP Right Grant
- 2013-09-25 BR BR112015009051A patent/BR112015009051A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2013-09-25 WO PCT/US2013/061708 patent/WO2014070340A1/en not_active Ceased
- 2013-09-25 AU AU2013338505A patent/AU2013338505B2/en not_active Ceased
- 2013-09-25 CA CA2889523A patent/CA2889523C/en not_active Expired - Fee Related
- 2013-09-25 EP EP13773544.5A patent/EP2914683B1/en active Active
- 2013-10-28 AR ARP130103930A patent/AR093250A1/es active IP Right Grant
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2003038008A1 (en) * | 2001-10-31 | 2003-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additive for oil-based drilling fluids |
| US20040171498A1 (en) * | 2001-10-31 | 2004-09-02 | Miller Jeffrey J. | Metallic soaps of modified fatty acids and rosin acids and methods of making and using same |
| US20060272815A1 (en) * | 2005-06-06 | 2006-12-07 | Baker Hughes Incorporated | Invert emulsion carrier fluid and oil-wetting agent and method of using same |
| US7939470B1 (en) * | 2010-03-27 | 2011-05-10 | Halliburton Energy Services Inc. | Invert emulsion drilling fluids comprising quaternary ammonium emulsifiers and argillaceous solids and methods of drilling boreholes |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US8727005B1 (en) | 2014-05-20 |
| US20140121135A1 (en) | 2014-05-01 |
| AU2013338505A1 (en) | 2015-04-23 |
| MX2015005246A (es) | 2015-10-09 |
| EP2914683B1 (en) | 2019-11-13 |
| WO2014070340A1 (en) | 2014-05-08 |
| BR112015009051A2 (pt) | 2017-07-04 |
| CA2889523C (en) | 2017-09-19 |
| EP2914683A1 (en) | 2015-09-09 |
| AU2013338505B2 (en) | 2016-09-01 |
| AR093250A1 (es) | 2015-05-27 |
| CA2889523A1 (en) | 2014-05-08 |
| MX349440B (es) | 2017-07-27 |
| EA201590633A1 (ru) | 2015-08-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA031823B1 (ru) | Композиции для обслуживания скважин и способы их получения и применения | |
| US11098231B2 (en) | Spacer fluid compositions that include surfactants | |
| RU2535977C2 (ru) | Полиамидный эмульгатор, основанный на полиаминах и жирной кислоте/карбоновой кислоте для использования в буровом растворе на масляной основе | |
| CA2047697C (en) | Use of selected ester oils of low carboxylic acids in drilling fluids | |
| US10011761B2 (en) | Polymeric surfactant containing a protein head group and lipid tail group | |
| EA007842B1 (ru) | Буровой раствор с плоским реологическим профилем | |
| MX2012011102A (es) | Fluidos de perforacion de emulsion invertidos y metodos para perforacion de agujeros. | |
| WO2019152485A1 (en) | High solids tolerant invert emulsion fluids | |
| RU2605469C2 (ru) | Добавки для снижения водоотдачи и способы их получения и применения | |
| CA2980131A1 (en) | Alkylpolyglucoside derivative fluid loss control additives for wellbore treatment fluids | |
| US11091685B2 (en) | Drilling fluid for downhole electrocrushing drilling | |
| CN104755582A (zh) | 用于刺激从地下地层中生产烃类的方法和组合物 | |
| CN107267131B (zh) | 一种油基钻井液固井用冲洗液及其资源再利用方法及应用 | |
| WO2019147515A1 (en) | Anaerobically biodegradable fluids for drilling applications | |
| NO20240420A1 (en) | A surfactant package and methods of making and using same | |
| AU2015221514B2 (en) | Wellbore servicing fluid system and methods of use | |
| WO2019245934A1 (en) | Invert emulsion screen running fluid stability and reversibility control | |
| WO2014028272A1 (en) | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |