RS60095B1 - Inhibitori gline za industriju bušenja - Google Patents

Inhibitori gline za industriju bušenja

Info

Publication number
RS60095B1
RS60095B1 RS20200377A RSP20200377A RS60095B1 RS 60095 B1 RS60095 B1 RS 60095B1 RS 20200377 A RS20200377 A RS 20200377A RS P20200377 A RSP20200377 A RS P20200377A RS 60095 B1 RS60095 B1 RS 60095B1
Authority
RS
Serbia
Prior art keywords
bis
triamine
water
hexamethylene
mixtures
Prior art date
Application number
RS20200377A
Other languages
English (en)
Inventor
Luigi Merli
Francesca Giani
Pierangelo Pirovano
Giovanni Floridi
Bassi Giuseppe Li
Original Assignee
Lamberti Spa
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Lamberti Spa filed Critical Lamberti Spa
Publication of RS60095B1 publication Critical patent/RS60095B1/sr

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/03Specific additives for general use in well-drilling compositions
    • C09K8/035Organic additives
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/12Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Fats And Perfumes (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Drilling And Boring (AREA)

Description

Opis
OBLAST PRONALASKA
[0001] Predmetni pronalazak se odnosi na postupak inhibicije hidratacije gline u operacijama bušenja koji obuhvata upotrebu tečnosti za bušenje na bazi vode koja sadrži inhibitore hidratacije gline za industriju bušenja, odnosno na proizvode koji su efikasni za inhibiciju bubrenja glina (koje se takođe nazivaju škriljcima) koje dolaze u dodir sa tečnostima koje se koriste za bušenje i izgradnju naftnih i gasnih bušotina za naftnu industriju.
[0002] Inhibitori hidratacije gline (koji se takođe nazivaju inhibitorima gline ili inhibitorima hidratacije) predmetnog pronalaska su bis-heksametilen-triamin i njihove soli.
STANJE TEHNIKE
[0003] Pri rotacionom bušenju bušotina, tečnost za bušenje cirkuliše kroz podzemnu bušotinu kako bi odvojila isečke iz burgije i transportovala ove isečke na površinu. Istovremeno, tečnost za bušenje hladi i čisti bušilicu, smanjuje trenje između bušilice i izbušene rupe, i takođe stabilizuje neobrađene sekcije bušotine. Obično tečnosti za bušenje formiraju filter sa niskom propustljivošću kako bi se zapečatila bilo koja propustljivost povezana sa okolnim geološkim formacijama.
[0004] Tečnosti za bušenje mogu se klasifikovati prema svojoj osnovi tečnosti: tečnosti na bazi ulja koje sadrže čvrste čestice suspendovane u kontinuiranoj fazi ulja i, eventualno se voda ili slani rastvor mogu emulgovati sa uljem. Alternativno, tečnosti na bazi vode sadrže čvrste čestice suspendovane u vodi ili slanom rastvoru. Različite druge komponente se mogu dodati, namerno ili na drugi način, tečnostima za bušenje na bazi vode: a) organski ili neorganski koloidi, poput gline, koji se koriste za dodelu svojstava viskoznosti i filtracije; b) rastvorljive soli ili nerastvorljivi neorganski minerali koji se koriste za povećanje gustine tečnosti; c) druge opcione komponente mogu se dodati za postizanje poželjnih svojstava, poput disperzatora, maziva, inhibitora korozije, defoamera ili surfaktanata; d) za vreme procesa bušenja čvrsta materija se može raspršiti u tečnosti za bušenje.
[0005] Čvrsti ostaci koji se raspršuju u tečnosti za bušenje uključuju isečke iz bušenja i zemlje i čvrste materije iz okolnih nestabilnih formacija. Kada formacija daje čvrste materije koje su minerali gline koji mogu nabubre, to može potencijalno ugroziti vreme bušenja i povećati troškove. Gline se obično sastoje od listova koji mogu imati izložene površinske hidroksile. Multivalentni atomi mogu stvoriti negativan potencijal na površini gline i, u ovom slučaju, katjoni se mogu adsorbovati na površinu. Ovi katjoni mogu biti zamenljivi. Supstitucije unutar strukture gline i prisustvo zamenljivih katjona utiču na tendenciju gline da bubri u vodi. Na primer, površinska hidratacija omogućava bubrenje sa molekulima vode adsorbovanim na površinama gline. Sve vrste gline mogu nabubreti na ovaj način.
[0006] Druga vrsta bubrenja naziva se osmotsko bubrenje, kada koncentracija jonskog sloja ispušta vodu između slojeva gline, što uzrokuje bubrenje gline. Samo neke gline mogu biti podvrgnute osmotskom bubrenju. Sve vrste bubrenja gline mogu prouzrokovati niz problema. To povećava povlačenje između bušilice i bočnih stranica bušotine. To može prouzrokovati gubitak cirkulacije tečnosti i zaglavljivanje žice bušilice i burgije.
[0007] To je razlog zašto je razvoj efikasnih inhibitora bubrenja gline važan za industriju istraživanja nafte i gasa. predmetni pronalazak radi na rešavanju ovih poteškoća. Poznati su mnogi inhibitori gline, uključujući upotrebu neorganskih soli, kao što je kalijum hlorid, koje efikasno inhibiraju bubrenje gline i koje su dobro poznate stručnjacima. Prijavljeni su brojni patenti koji opisuju tehnike ili proizvode koji se mogu koristiti za suzbijanje bubrenja gline. Bez potpunog sumiranja patentne literature i kao primer, možemo navesti inhibitorske sastave zasnovane na: a) neorganskim fosfatima, opisanim u US 4,605,068 (YOUNG i dr.); b) polialkoksi diamine i njihove soli, u US 6,484,821, US 6,609,578, US 6,247,543 i US 20030106718, sve od Patel at al.; c) derivate holina u US 5,908,814 (PATEL i dr.); d) oligometilenske diamine i njihove soli, u US 5,771,971 (HORTON i dr.) i US 20020155956 (CHAMBERLAIN i dr.). Naročito US 5,771,971 opisuje upotrebu diamina dužine lanca 8 ili manje, ali ne pominje upotrebu organskih triamina. US 2006/289164 obelodanjuje postupak za stabilizaciju gline koji koristi tečnosti koje sadrže dve ili više aminskih soli; tečnosti mogu da sadrže alkilpolimamine, npr. u jednom primeru heksametilendiamin ili triamin do heptamina.
[0008] US 2007/0207932 (MERLI i dr.) odnosi se na postupak za inhibiranje hidratacije gline u operacijama bušenja, i obuhvata upotrebu tečnosti za bušenje na bazi vode koja sadrži 1,2-cikloheksandiamin i/ili njegove soli.
[0009] Vodeni rastvor protoniranog 6,6'-iminodiheksilamina je obelodanjen od strane A. De Robertis i dr. In J. Chem. Eng. Data, vol.46 (2001), p.1365-1370.
[0010] US2006289164 obelodanjuje postupak za stabilizaciju gline u podzemnim formacijama koje sadrže ugljovodonike, koji minimizuje ili preokreće bubrenje.
SAŽETAK PRONALASKA
[0011] Pronalazak je definisan u patentnim zahtevima.
[0012] U jednom aspektu, pronalazak je postupak za inhibiranje hidratacije gline u operacijama bušenja, uključujući upotrebu tečnosti za bušenje na bazi vode koja sadrži od oko 0,2 do oko 5 težinskih procenata inhibitora hidratacije, koja sadrži bis-heksametilen-triamin, soli bis-heksametilen-triamina ili njihove smeše.
[0013] U drugom aspektu, obelodanjen je postupak za inhibiciju hidratacije gline u operacijama bušenja, uključujući upotrebu tečnosti za bušenje na bazi vode koja sadrži od oko 0,02 do oko 5 težinskih procenata bis-heksametilen-triamina, soli bis-heksametilen-triamina ili njihovih mešavina.
[0014] U drugom aspektu, obelodanjenje se odnosi na inhibitor hidratacije koji sadrži najmanje 10 težinskih procenata hidrohloridne soli bis-heksametilen-triamina.
[0015] U još jednom aspektu, obelodanjenje se odnosi na tečnost za bušenje na bazi vode koja sadrži od 0,2 do 5 težinskih procenata inhibitora hidratacije, koja sadrži najmanje 10 težinskih procenata bis-heksametilentriamina, soli bis-heksametilen-triamina ili njihovih mešavina.
[0016] Dalje, obelodanjena je tečnost za bušenje na bazi vode koja sadrži od 0,02 do 5 težinskih procenata bis-heksametilen-triamina, soli bis-heksametilen-triamina ili njihovih smeša.
KRATAK OPIS SLIKA
[0017] Primeri su nastavljeni kao što je opisano u nastavku i prikazani su na slikama. Na slikama se naredne skraćenice koriste za označavanje inhibitora gline koji se nalazi u smeši.
KC1 = kalijum hlorid od Aldrich Chemicals Co.
BHTb = hidrohloridna so visoko-ključajućeg nusproizvoda prečišćavanja heksametilendiamina, koja sadrži 24,5 težinskih procenata bis-heksametilen-triamina (Bhtb), pripremljenog dodavanjem 53,4 g HCl 30 težinskih procenata i 7 g vode na 39,5 g Bhtb (pH oko 10) HMDA = hidrohloridna so heksametilendiamina dobijena dodavanjem 30% HCl u heksametilendiamin (98% od Aldrich Chemicals Co.) do pH oko 10.
BHT= hidrohloridna so bis-heksametilen-triamina, pripremljena dodavanjem 30% HCl na bisheksametilendiamin (98% od Aldrich Chemicals Co.) do pH oko 10. BHT+HMDA= hidrohloridna so od smeše bis-heksametilen-triamina i heksametilendiamina (respektivno 24,5 težinskih procenata i 56,3 težinskih procenata) u vodi, dobijena dodavanjem 30% HCl u smešu amina do pH oko 10.
[0018] Slika 1 pruža vrednosti tačke prinosa (YP izraženo u lb/100 stopa<2>; 1 lb/100 stopa<2>odgovara 47,88 Pa) dobijene testom bubrenja bentonita. Na Slici 1 AHR znači „nakon vrućeg rotiranja“.
DETALJNI OPIS PRONALASKA
[0019] Sada je otkriveno da bis-heksametilen-triamin i njegove soli pozitivno utiču na stabilizujući efekat bubrenja gline. Pokazalo se da su bis-heksametilen-triamin i njegove soli odlični inhibitori hidratacije gline za naftnu industriju, sposobni da efikasno inhibiraju bubrenje gline u podzemnim formacijama.
[0020] Stoga je osnovni cilj predmetnog pronalaska postupak za inhibiciju hidratacije gline u operacijama bušenja koji obuhvata upotrebu tečnosti za bušenje na bazi vode koja sadrži od 0,2 do 5 težinskih procenata, poželjno od 0,5 do 3 težinskih procenata, inhibitora hidratacije koji sadrži najmanje 10 težinskih procenata bis-heksametilen-triamina, soli bis-heksametilen-triamina ili njihove smeše, što odgovara postupku u kom tečnost za bušenje na bazi vode sadrži od 0,02 do 5 težinskih procenata, poželjno od 0,05 do 3 težinskih procenata soli bis-heksametilen-triamina, soli bis-heksametilen-triamina ili njihove smeše.
[0021] U skladu sa poželjnim aspektom, tečnost za bušenje na bazi vode od 0,04 do 5 težinskih procenata bis-heksametilen-triamina, soli bis-heksametilen-triamina ili njihove smeše.
[0022] U još jednom aspektu, predmetni pronalazak je tečnost za bušenje na bazi vode koja sadrži od 0,2 do 5 težinskih procenata, Poželjno od 0,5 do 3 težinskih procenata, inhibitora hidratacije koji sadrži najmanje 10 težinskih procenata bis-heksametilen-triamina, soli bis-heksametilen-triamina ili njihove smeše; prema ovom aspektu, tečnost za bušenje na bazi vode sadrži od 0,02 do 5 težinskih procenata, poželjno od 0,05 do 3 težinskih procenata bis-heksametilen-triamina, soli bis-heksametilen-triamina ili njihove smeše.
[0023] Soli bis-heksametilen-triamina korisne za realizaciju predmetnog pronalaska su neorganskog ili organskog tipa, gde su poželjne soli formirane hlorovodoničnom kiselinom, fosfornom kiselinom, mravljom kiselinom, sirćetnom kiselinom, poželjnije sa hlorovodoničnom kiselinom.
[0024] Poželjno su sve aminske grupe bis-heksametilen-triamina salificirane.
[0025] Testovi primene na inhibitorima gline predmetnog pronalaska i na inhibitorima gline stanja tehnike su izvedeni pomoću vodenog rastvora koristeći prečišćenu hidrohloridnu so bis-heksametilen-triamina (oko 98 težinskih procenata).
[0026] Dalje je primećeno da, povoljno, inhibitor gline prema predmetnom pronalasku može biti hidrohloridna so visoko-ključajućeg nusproizvoda prečišćavanja heksametilendiamina (proizvod koji se komercijalno naziva HMDA dna), koja obično sadrži promenljive količine bis-heksametilen-triamina, i može biti opisana sa CAS Br.68411-90-5.
[0027] Heksametilendiamin se široko koristi u proizvodnji najlona 66 i obično se dobija hidrogenacijom adiponitrila i potom destilacijom proizvoda reakcije. Destilacijom heksametilendiamina ostavlja se ostatak destilacije (u ovom tekstu „visoko-ključajući nusproizvod prečišćavanja heksametilendiamina“ ili „HMDA dna“) koji sadrži značajne količine bis-heksametilen-triamina zajedno sa heksametilendiaminom, višim poliaminima, vodom i NaOH.
[0028] Do danas su HMDA dna imala ograničenu upotrebu.
[0029] Sada je iznenađujuće otkriveno da se HMDA dna i njihove soli mogu koristiti kao vrlo efikasni inhibitori hidratacije gline za tečnosti za bušenje na bazi vode.
[0030] Bis-heksametilen-triamin se pokazao kao veoma efikasan inhibitor hidratacije, pokazujući performanse bliske performansama heksametilendiamina; štaviše, jedinjenja koja se nalaze u HMDA dnu zajedno sa heksametilendiaminom i bis-heksametilen-diaminom ne utiču negativno na efikasnost proizvoda.
[0031] Pogodan, tipičan sastav HMDA dna je naredni (težinski procenti):
Bis-heksametilen-triamin 20-50
Heksametilendiamin 20-70
1,2-Cikloheksandiamin 0-30
NaOH 0-10
Voda 10-30
Viši poliamini 0-20
[0032] Prema povoljnom otelotvorenju pronalaska, inhibitor hidratacije predmetnog pronalaska je vodeni rastvor koji sadrži najmanje 10 težinskih procenata hidrohloridne soli bis-heksametilen-triamina, i inhibitor hidratacije je vodeni rastvor koji sadrži od 40 do 60 težinskih procenata vode i hidrohloridne soli visokoključajućeg nusproizvoda prečišćavanja heksametilendiamina, kako je definisano iznad. Otkriveno je da je gore navedeni inhibitor hidratacije tečnosti stabilan na sobnoj temperaturi, pa čak i na -18°C/+ 50°C, što je posebno pogodno za njegov transport, skladištenje i upotrebu.
[0033] Inhibitor hidratacije obelodanjenja može čak da sadrži manje od 10 težinskih procenata hidrohloridne soli bis-heksametilen-triamina, ali poželjno sadrži najmanje 5 težinskih procenata, pod uslovom da se inhibitor dozira u tečnosti za bušenje na bazi vode u takvoj količini. Sadržaj hidrohloridne soli bisheksametilen-triamin u tečnosti je od 0,02 do 5 težinskih procenata.
[0034] Smeša tečnosti za bušenje na bazi vode sadrži kontinuiranu vodenu fazu i uobičajeno korišćene aditive, dobro poznate stručnjacima, kao što su materijali za dodavanje težine, viskozifikacioni agensi, disperzatori, maziva, inhibitori korozije, defoameri i surfaktanti; redosled dodavanja aditiva i inhibitora gline prema pronalasku u smešu nije kritičan. Korisni materijali za dodavanje težine mogu se odabrati od: barita, hematita, gvožđe-oksida, kalcijum karbonata, magnezijum karbonata, organskih i neorganskih soli magnezijuma, kalcijum hlorida, kalcijum bromida, magnezijum hlorida, cink halida, formata alkalnih metala, nitrata alkalnih metala i njihovih kombinacija.
[0035] Kontinuirana faza vodene baze se može odabrati od: slatke vode, morske vode, slanog rastvora, smeše vode i organskih jedinjenja rastvorljivih u vodi i njihovih mešavina.
PRIMERI
[0036] Testovi primene sprovedeni su kako bi se utvrdila sposobnost bis-heksametilendiamina (i njegovih mešavina) da inhibira bubrenje bentonitne gline u vodenoj tečnosti, i da se uporedi sposobnost inhibicije bubrenja bentonita sa heksametilendiaminom i kalijum hloridom, koji su dobro poznati inhibitori gline.
[0037] Postupci koje se koriste u testu primene su naredni:
TEST BUBRENJA BENTONITA
[0038] 350 g vode iz slavine i 8 g (8 ppb, 1 ppb = 2.853 kg/m<3>) inhibitora gline dodaje se u čistu staklenu teglu; doda se 40 g (40 ppb) bentonita i smeša se mućka koristeći Hamilton Beach Shaker tokom 30 minuta. Svi uzorci su podešeni na pH od 9. Smeša je rotirana na 150°F (65,56°C) tokom 16 sati, i zatim je reologija merena Fann 35A viskozimetrom. Postupak se izvodi ponovo, svaki put sa dodatkom 10 g bentonita, sve dok blato ne postane previše viskozno za merenje.
ISPITIVANJE OPORAVKA
[0039] Uzorak osušenih škriljaca melje se i prosejava kroz sito od 4 mm i kroz sito od 2 mm. Čestice zemnih škriljaca koje su prošle kroz sito od 4 mm ali su sakupljene na sito 2 mm, npr. čestice škriljaca veličine manje od 4 mm ali veće od 2 mm odabrane su za upotrebu u ovom određenom ispitivanju. Za svaku tečnost koja se testira, meri se i odabira uzorak od 100 grama odmerenog škriljca.
[0040] 8g inhibitora škriljaca se dodaje u 350 ml sintetičke morske vode, i zatim se tečnost meša koristeći Hamilton Beach mikser tokom 15 minuta. Svi uzorci su podešeni na pH od 9.
[0041] 100g veličine uzorka odmerenog škriljca dodaje se tečnost u boci. Boca se zatvara i protresa kako bi se raspršile čestice škriljaca u uzorku. Boca se stavlja u prethodno zagrejanu rernu i vruće rotira na 150°F tokom 16 sati. Kada se završi vruće rotiranje od 16 sati, uzorak se hladi na sobnu temperaturu.
[0042] Sadržaj boce sa uzorkom se zatim sipa na sito veličine 10 mm (2 mm). Unutrašnjost boce sa uzorkom pažljivo se ispira tečnošću prikupljenom nakon ispitivanja fragmenata škriljca od 2 mm. Boca se nekoliko puta ispira i sipa dok se iz boce ne uklone svi škriljci. Uzorak se zatim stavlja u prethodno izmerenu posudu i prebacuje u prethodno zagrejanu rernu na 250°F kako bi se osušio do konstantne težine. Nakon sušenja uzorak iz škriljaca se meri. Procenat oporavka škriljaca za svaku ispitanu tečnost se zatim utvrđuje narednim proračunom:
Procenat oporavljenog = (težina u gramima osušenog oporavljenog škriljca) / (100 – wh) x 100 gde je whpočetni sadržaj vlage u odmerenog škriljca. Početni sadržaj vlage odmerenog škriljca određuje se sušenjem prethodno izmerenog uzorka škriljca u prethodno zagrejanoj rerni na 250°F do konstantne težine. Uzorak se zatim meri.
[0043] Procenat početnog sadržaja vlage izračunava se na naredni način:
wh= (težina u gramima osušenog škriljca) / (početna težina korišćenog škriljca) x 100 [0044] Što je veći procenat oporavljen, to je veći učinak inhibicije hidratacije testiranog proizvoda.
[0045] Ispitivani su naredni inhibitori gline:
KC1 = kalijum hlorid od Aldrich Chemicals Co.
BHTb = hidrohloridna so visoko-ključajućeg nusproizvoda prečišćavanja heksametilendiamina, koja sadrži 24,5 težinskih procenata bis-heksametilen-triamina (Bhtb), pripremljenog dodavanjem 53,4 g HCl 30 težinskih procenata i 7 g vode na 39,5 g Bhtb (pH oko 10) HMDA = hidrohloridna so heksametilendiamina dobijena dodavanjem 30% HCl u heksametilendiamin (98% od Aldrich Chemicals Co.) do pH oko 10.
BHT= hidrohloridna so bis-heksametilen-triamina, pripremljena dodavanjem 30% HCl na bisheksametilendiamin (98% od Aldrich Chemicals Co.) do pH oko 10. BHT+HMDA= hidrohloridna so od smeše bis-heksametilen-triamina i heksametilendiamina (respektivno 24,5 težinskih procenata i 56,3 težinskih procenata) u vodi, dobijena dodavanjem 30% HCl u smešu amina do pH oko 10.
[0046] Rezultat testa oporavka naveden je u Tabeli 1.
Tabela 1
[0047] Rezultati testa bubrenja bentonita prikazani su na Slici 1.
[0048] Rezultati pokazuju da je bis-heksametilen-triamin sam po sebi veoma efikasan inhibitor hidratacije i da se, pogodno, HMDA dna mogu koristiti kao efikasan inhibitor gline koji je pogodan i odgovarajući izvor bis-heksametilen-triamina.
[0049] Poređenje između uzoraka BHT HMDA i BHTb pokazuje da dodatni materijal sadržan na HMDA dnu ne menja performanse dva glavna aktivna sastojka (heksametilendiamin i bis-heksametilen-triamin).
[0050] Dok su sastavi i postupci predmetnog pronalaska opisani u smislu poželjnih otelotvorenja, stručnjacima će biti očigledno da se na ovde opisani postupak mogu primeniti varijacije bez odstupanja od koncepta i obima pronalaska.. Smatra se da su sve takve slične supstitucije i modifikacije očigledne stručnjacima, i koncept predmetnog pronalaska je naveden u narednim patentnim zahtevima.

Claims (9)

Patentni zahtevi
1. Postupak inhibiranja hidratacije gline u operacijama bušenja koji obuhvata upotrebu tečnosti za bušenje na bazi vode koja sadrži od 0,02 do 5 težinskih procenata bis-heksametilen-triamina, soli bis-heksametilen-triamina ili njihovih smeša, kao inhibitor hidratacije.
2. Postupak prema patentnom zahtevu 1, gde tečnost za bušenje na bazi vode sadrži od 0,04 do 5 težinskih procenata bis-heksametilen-triamina, soli bis-heksametilen-triamina ili njihovih smeša.
3. Postupak prema patentnom zahtevu 2, gde tečnost za bušenje na bazi vode sadrži od 0,04 do 5 težinskih procenata hidrohloridne soli bis-heksametilen-triamina.
4. Postupak prema patentnom zahtevu 3, gde se so bis-heksametilen-triamin hidrohlorida dodaje kao hidrohloridna so visoko-ključajućeg nusproizvoda prečišćavanja heksametilendiamina, koja sadrži bis-heksametilen-triamin, i visoko-ključajući nusproizvod opisan u CAS br.68411-90-5.
5. Postupak prema patentnom zahtevu 1, gde tečnost za bušenje na bazi vode sadrži od 0,05 do 3 težinskih procenata bis-heksametilen-triamina, soli bis-heksametilen-triamina ili njihovih smeša, kao inhibitor hidratacije.
6. Postupak prema patentnom zahtevu 1, gde tečnost za bušenje na bazi vode dodatno sadrži najmanje jedan materijal izabran iz grupe koja se sastoji od materijala za dodavanje težine, viskozifikacionih agenasa, disperziva, maziva, inhibitora korozije, defoamera i surfaktanata i njihovih smeša.
7. Postupak prema patentnom zahtevu 6, gde su materijali za dodavanje težine izabrani iz grupe koju čine: barit, hematit, gvožđe oksid, kalcijum karbonat, magnezijum karbonat, organske i neorganske soli magnezijuma, kalcijum hlorid, kalcijum bromid, magnezijum hlorid, cink halidi, formati alkalnih metala, nitrati alkalnih metala i njihove kombinacije, i kontinuirana vodena faza je odabrana od slatke vode, morske vode, slanog rastvora, smeše vode i organskih jedinjenja rastvorljivih u vodi, i njihovih smeša.
8. Inhibitor hidratacije koji sadrži najmanje 10 težinskih procenata hidrohloridne soli bis-heksametilentriamina, od 40 do 60 težinskih procenata vode i hidrohloridnu so visoko-ključajućeg nusproizvoda prečišćavanja heksametilendiamina koja sadrži bis-heksametilen-triamin, visoko-ključajući nusproizvod opisan u CAS br.68411-90-5.
9. Tečnost za bušenje na bazi vode koja sadrži od 0,02 do 5 težinskih procenata inhibitora hidratacije, koja sadrži bis-heksametilen-triamin, soli bis-heksametilen-triamina ili njihove mešavine, materijal za dodavanje težine izabran iz grupe koju čine barit, hematit, gvožđe-oksid, kalcijum karbonat, magnezijum karbonat, organske i neorganske soli magnezijuma, kalcijum hlorid, kalcijum bromid, magnezijum hlorid, cink halidi, formati alkalnih metala, nitrati alkalnih metala i njihove kombinacije, i kontinuirana vodena faza je odabrana od slatke vode, morske vode, slanog rastvora, smeše vode i organskih jedinjenja rastvorljivih u vodi, i njihovih smeša.
RS20200377A 2010-10-13 2011-05-06 Inhibitori gline za industriju bušenja RS60095B1 (sr)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
ITVA2010A000076A IT1402351B1 (it) 2010-10-13 2010-10-13 Inibitori di argille per l'industria petrolifera.
EP11721730.7A EP2627726B1 (en) 2010-10-13 2011-05-06 Clay inhibitors for the drilling industry
PCT/EP2011/057321 WO2011083182A2 (en) 2010-10-13 2011-05-06 Clay inhibitors for the drilling industry

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RS60095B1 true RS60095B1 (sr) 2020-05-29

Family

ID=43738444

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RS20200377A RS60095B1 (sr) 2010-10-13 2011-05-06 Inhibitori gline za industriju bušenja

Country Status (9)

Country Link
EP (1) EP2627726B1 (sr)
CN (1) CN103154179B (sr)
BR (1) BR112013007716B1 (sr)
CA (1) CA2814244C (sr)
DK (1) DK2627726T3 (sr)
IT (1) IT1402351B1 (sr)
RS (1) RS60095B1 (sr)
RU (1) RU2553812C2 (sr)
WO (1) WO2011083182A2 (sr)

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2986797B1 (fr) * 2012-02-14 2015-01-16 Rhodia Operations Nouvel agent inhibiteur de gonflement des argiles, compositions comprenant ledit agent et procedes mettant en oeuvre ledit agent.
FR2986798B1 (fr) 2012-02-14 2014-01-31 Rhodia Operations Nouvel agent inhibiteur de gonflement des argiles, compositions comprenant ledit agent et procedes mettant en oeuvre ledit agent
WO2014074443A1 (en) * 2012-11-12 2014-05-15 Huntsman Petrochemical Llc Alkylated polyetheramines as clay stabilizing agents
CN104178093B (zh) * 2013-05-21 2016-12-28 金川集团股份有限公司 抗高硬水的润滑钻井液的制备方法
ITVA20130030A1 (it) 2013-05-29 2014-11-30 Lamberti Spa Inibitori di argille
ITUB20150203A1 (it) 2015-02-17 2016-08-17 Lamberti Spa Inibitori di scisti
US11021398B2 (en) * 2015-10-26 2021-06-01 Sika Technology Ag Inerting clay minerals and improving the effect of liquefiers in clay-containing mineral binder compositions
US10982124B2 (en) * 2017-11-06 2021-04-20 Saudi Arabian Oil Company Drill-in fluid compositions and methods
AU2022356269A1 (en) * 2021-09-29 2024-10-17 Schlumberger Technology B.V. Shale inhibitor additives, wellbore fluids comprising said additives, and methods of using said fluids
US11954800B2 (en) 2021-12-14 2024-04-09 Saudi Arabian Oil Company Converting borehole images into three dimensional structures for numerical modeling and simulation applications
IT202200007208A1 (it) * 2022-04-12 2023-10-12 Lamberti Spa Additivo a doppia funzione per fluidi di perforazione a base acqua
US12372684B2 (en) 2022-05-24 2025-07-29 Saudi Arabian Oil Company Numerical simulation capability for determining blockages within a wellbore and wellbore completion setups
CN117138610B (zh) * 2023-10-27 2024-01-09 成都理工大学 一种抑制碳酸盐岩中粘土溶解的方法

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA1099088A (en) 1979-04-20 1981-04-14 Peter J. Young Well treating composition and method
US5763367A (en) * 1991-03-28 1998-06-09 Bottom Line Industries, Inc. Well fluid additive, well fluid made therefrom, method of treating a well fluid, method of circulating a well fluid
US5908814A (en) 1991-10-28 1999-06-01 M-I L.L.C. Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration
GB2304354A (en) * 1995-08-17 1997-03-19 Sofitech Nv Drilling fluid
RU2119520C1 (ru) * 1996-02-01 1998-09-27 Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" Буровой раствор
US5771971A (en) 1996-06-03 1998-06-30 Horton; David Clay stabilizing agent and a method of use in subterranean formations to inhibit clay swelling
US20020155956A1 (en) * 2000-02-04 2002-10-24 Newpark Drilling Fluids, L.L.C. Aqueous drilling fluid and shale inhibitor
US6857485B2 (en) 2000-02-11 2005-02-22 M-I Llc Shale hydration inhibition agent and method of use
US6609578B2 (en) 2000-02-11 2003-08-26 Mo M-I Llc Shale hydration inhibition agent and method of use
US6247543B1 (en) 2000-02-11 2001-06-19 M-I Llc Shale hydration inhibition agent and method of use
US6484821B1 (en) 2000-11-10 2002-11-26 M-I L.L.C. Shale hydration inhibition agent and method of use
WO2006013597A1 (en) * 2004-08-06 2006-02-09 Lamberti S.P.A. Clay inhibitors for the drilling industry
WO2006013595A1 (en) * 2004-08-06 2006-02-09 Lamberti S.P.A. Shale inhibitors for the petroleum industry
US7312183B2 (en) * 2004-10-05 2007-12-25 M-I L.L.C. Shale hydration inhibition agent and method of use
US7235404B2 (en) * 2005-05-04 2007-06-26 Beckman Coulter, Inc. Cyanide-free lytic reagent composition and method of use for hemoglobin and white blood cell measurement
CA2550834C (en) * 2005-06-24 2013-04-23 Innovative Chemical Technologies Canada Ltd. Clay control additive for wellbore fluids
ITVA20070085A1 (it) * 2007-11-21 2009-05-22 Lamberti Spa Inibitori di rigonfiamento di argille
US20100230169A1 (en) * 2009-03-12 2010-09-16 Daniel Guy Pomerleau Compositions and methods for inhibiting lost circulation during well operations
JP4676010B2 (ja) * 2009-05-12 2011-04-27 日東電工株式会社 耐水性偏光フィルム、耐水性偏光フィルムの製造方法、及び画像表示装置

Also Published As

Publication number Publication date
CA2814244A1 (en) 2011-07-14
RU2553812C2 (ru) 2015-06-20
BR112013007716A2 (pt) 2016-08-09
CN103154179A (zh) 2013-06-12
ITVA20100076A1 (it) 2012-04-14
EP2627726B1 (en) 2020-02-05
IT1402351B1 (it) 2013-08-30
EP2627726A2 (en) 2013-08-21
RU2013121660A (ru) 2014-11-20
WO2011083182A3 (en) 2011-09-22
BR112013007716B1 (pt) 2021-06-15
CA2814244C (en) 2018-05-01
DK2627726T3 (da) 2020-04-20
WO2011083182A2 (en) 2011-07-14
CN103154179B (zh) 2016-02-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RS60095B1 (sr) Inhibitori gline za industriju bušenja
AU2003251862B2 (en) Shale hydration inhibition agent and method of use
US9034801B2 (en) Clay inhibitors for the drilling industry
AU2003207770B2 (en) High performance water based drilling mud and method of use
RU2643054C2 (ru) Полиаминополиамид-эпихлоргидриновые смолы, предназначенные для использования в качестве ингибиторов гидратации глин и глинистых сланцев для буровой промышленности
NZ529629A (en) Shale hydration inhibition agent and method of use
CA2574015C (en) Clay inhibitors for the drilling industry
US9328279B2 (en) Mono-quaternary amine alcohols for use of clay and shale inhibition agents for the drilling industry
WO2006013595A1 (en) Shale inhibitors for the petroleum industry
WO2008112481A1 (en) Shale hydration inhibition agent and method of use
WO2006013596A1 (en) Shale inhibitors for the petroleum industry
US8466092B2 (en) Clay inhibitors for the drilling industry
US12060518B2 (en) Compositions and methods for inhibiting shale and preventing shale accretion
US20100222241A1 (en) Clay Inhibitors for the Drilling Industry
US8298996B2 (en) Low toxicity shale hydration inhibition agent and method of use
GB2608486A (en) Compositions and methods for inhibiting shale and preventing shale accretion