Смазывающие композиции, включающие диольные функциональные группы, и способы их получения и применения

Настоящее изобретение относится к смазывающим композициям, применяемым в операциях бурения. Смазывающая композиция, подходящая для применения в операциях бурения, содержащая примерно от 90,0 до 99,0 мас.% по меньшей мере одной композиции базового масла, композиция базового масла содержит от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас.% воды, и от примерно 1,0 до примерно 10,0 мас.% уменьшающей трение композиции, включающей по меньшей мере одно соединение, описывающееся приведенной формулой. Способ получения указанной выше смазывающей композиции, подходящей для применения в операциях бурения. Способ бурения ствола скважины, включающий введение в ствол скважины по меньшей мере одной композиции базового масла, композиция базового масла содержит от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас.% воды, и введение в ствол скважины указанной выше уменьшающей трение композиции для обеспечения концентрации уменьшающего трение агента, равной от примерно 1,0 до примерно 10,0 мас.% в пересчете на массу композиции базового масла и уменьшающей трение композиции. Способ предоставления смазывающей композиции для операции бурения, включающий предоставление для указанной операции бурения по меньшей мере одной композиции базового масла, композиция базового масла содержит от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас.% воды, проведение указанной операции бурения с указанной композицией базового масла в течение некоторого времени и добавление к операции бурения указанной выше уменьшающей трение композиции. Способ бурения ствола скважины, включающий введение в ствол скважины указанной выше смазывающей композиции. Способ добычи углеводородов, включающий введение в ствол скважины указанной выше смазывающей композиции. Технический результат - снижение потерь вследствие трения. 6 н. и 10 з.п. ф-лы, 2 табл., 4 пр.

 

По настоящей заявке испрашивается приоритет и преимущество по заявкам USSN 62/186526, поданной 30 июня 2015 г., и ЕР 15180115.6, поданной 7 августа 2015 г., которые включены в настоящее изобретение в качестве ссылки.

Настоящее изобретение относится к USSN: 62/186503, поданной 30 июня 2015 г., под названием "Glycerol Carbamate Based Lubricant compositions and Methods of Making and Using Same" (номер дела патентного поверенного 2015ЕМ141); USSN: 62/186494, поданной 30 июня 2015 г., под названием "Lubricant compositions and Methods of Making and Using Same" (номер дела патентного поверенного 2015ЕМ142); USSN: 62/186509, поданной 30 июня 2015 г., под названием "Lubricant compositions and Methods of Making and Using Same" (номер дела патентного поверенного 2015ЕМ143); и USSN: 62/186516, поданной 30 июня 2015 г., под названием "Lubricant compositions Containing Phosphates and/or Phosphites and Methods of Making and Using Same" (номер дела патентного поверенного 2015ЕМ144).

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Настоящее изобретение относится к смазывающим композициям и композициям буровых растворов, применимым в операциях бурения.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

При бурении скважины в грунте для извлечения природных ресурсов необходим раствор для удаления из ствола скважины выбуренной породы, смазывания и охлаждения буровой коронки, регулирования пластового давления и поддержания устойчивости ствола.

Многие породы трудно бурить. Например, горизонтальное смещение, которое происходит при бурении с большим отходом (ББО), часто ограничивается потерями вращающего момента потерями на сопротивление вследствие трения. Взаимодействия поверхностей, такие как вращение бурильной колонны, предположительно способствует таким потерям вследствие трения. При бурении с большим отходом потери вследствие трения можно уменьшить путем использования бурового раствора на основе углеводорода. Для дополнительного уменьшения потерь вследствие трения к раствору на основе углеводорода можно добавить присадки.

Тем не менее, бурение с большим отходом могло быть более полезным, если можно было бы эффективно бурить более длинные стволы скважин. Таким образом, в данной области техники необходимы новые смазывающие композиции, например, для использования в операциях бурения, предпочтительно при бурении с большим отходом.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Объектом настоящего изобретения частично является установление того, что некоторые содержащие глицерин и тиоглицерин композиции при добавлении к композиции базового масла, которая содержит воду, могут значительно уменьшить коэффициент трения, наблюдающийся при бурении. Предполагается, что такое уменьшение коэффициента трения может обеспечить улучшенное проведение операций бурения, в особенности бурение более длинных стволов скважин.

Так, в одном объекте варианты осуществления, описанные в настоящем изобретении, относятся к смазывающим композициям, в частности, к смазывающим композициям, подходящим для применения в операциях бурения. Такие смазывающие композиции содержат:

a) примерно от 90,0 до 99,0 мас. % по меньшей мере одной композиции базового масла, композиция базового масла содержит от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас. % воды, и

b) от примерно 1,0 до примерно 10,0 мас. % уменьшающей трение композиции, включающей: по меньшей мере одно соединение, описывающееся формулой I:

в которой каждый R1-R5 независимо выбран из группы, включающей Н разветвленные или неразветвленные, замещенные или незамещенные, С150-гидрокарбильные группы;

Т выбран из группы, включающей группы О, S и С(O)O; и

X выбран из группы, включающей Н, разветвленные или неразветвленные, замещенные или незамещенные C1-C50-гидрокарбильные группы, ацильные группы, описывающиеся формулой R*C(O)-, в которой R* может обозначать разветвленную или неразветвленную, замещенную или незамещенную C1-C50-гидрокарбильную группу, сложноэфирную группу, описывающуюся формулой R''С(O)O-, в которой R'' может обозначать разветвленную или неразветвленную, замещенную или незамещенную C1-C50-гидрокарбильную группу, металл групп 1-2, группы NR4+ и PR4+, в которых каждая группа R независимо выбрана из группы, включающей Н и гидрокарбильные группы.

В другом объекте варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способам получения смазывающей композиции, предпочтительно смазывающей композиции, подходящей для применения в операциях бурения.

Такие способы включают:

a) предоставление по меньшей мере одной композиции базового масла, композиция базового масла содержит от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас. % воды, и

b) объединение от примерно 90,0 до примерно 99,0 мас. % композиции базового масла с составляющим от примерно 1,0 до примерно 10,0 мас. % количеством уменьшающей трение композиции, включающей: соединение, описывающееся формулой I:

в которой каждый R1-R5 независимо выбран из группы, включающей Н разветвленные или неразветвленные, замещенные или незамещенные C1-C50-гидрокарбильные группы;

Т выбран из группы, включающей группы О, S и С(O)O; и

X выбран из группы, включающей Н, разветвленные или неразветвленные, замещенные или незамещенные C1-C50-гидрокарбильные группы, ацильные группы, описывающиеся формулой R*C(O)-, в которой R* может обозначать разветвленную или неразветвленную, замещенную или незамещенную C1-C50-гидрокарбильную группу, сложноэфирную группу, описывающуюся формулой R''С(O)O-, в которой R'' может обозначать разветвленную или неразветвленную, замещенную или незамещенную C1-C50-гидрокарбильную группу, металл групп 1-2, группы NR4+ и PR4+, в которых каждая группа R независимо выбрана из группы, включающей Н и гидрокарбильные группы.

В еще одном объекте, варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способам бурения ствола скважины. В одном варианте осуществления такой способ включает:

a) введение в ствол скважины по меньшей мере одной композиции базового масла, композиция базового масла содержит от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас. % воды, и

b) введение в ствол скважины уменьшающей трение композиции для обеспечения концентрации уменьшающего трение агента, равной от примерно 1,0 до примерно 10,0 мас. % в пересчете на массу композиции базового масла и уменьшающей трение композиции, уменьшающая трение композиция включает: соединение, описывающееся формулой I, описанной выше.

В других объектах варианты осуществления относятся к способам получения смазывающей композиции для операции бурения. В одном варианте осуществления способ включает:

a) предоставление для указанной операции бурения по меньшей мере одной композиции базового масла, композиция базового масла содержит от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас. % воды,

b) проведение указанной операции бурения с указанной композицией базового масла в течение некоторого времени, и

c) добавление к операции бурения уменьшающей трение композиции, включающей: соединение, описывающееся формулой I, описанной выше.

Другие варианты осуществления относятся к способам бурения ствола скважины, включающим введение смазывающей композиции, описанной в настоящем изобретении, в ствол скважины, и к способам добычи углеводородов, включающим введение в ствол скважины смазывающей композиции, описанной в настоящем изобретении.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

При использовании в настоящем изобретении термины "скважина" и "ствол скважины" используются взаимозаменяемым образом и могут включать, без наложения ограничений, скважину для добычи нефти, газа или воды, нагнетательную скважину или геотермальную скважину. При использовании в настоящем изобретении "скважина" включает по меньшей мере один ствол скважины. Ствол скважины может включать вертикальный, наклонный и горизонтальный участки и он может быть прямым, искривленным или разветвленным. При использовании в настоящем изобретении термин "ствол скважины" включает любой включающий обсадную трубу и любой не включающий обсадную трубу, необсаженный участок ствола скважины. Призабойная зона скважины представляет собой подземный материал и породу подземной формации, окружающую ствол скважины. При использовании в настоящем изобретении "скважина" также включает призабойную зону скважины. Обычно считают, что призабойная зона скважины является участком, находящийся не далее примерно 10 футов от ствола скважины. При использовании в настоящем изобретении "в скважине" означает и включает любую часть скважины, включенную в ствол скважины или в призабойную зону скважины.

Частью ствола скважины может быть необсаженная скважина или обсаженная скважина. В необсаженной части ствола скважины в скважину можно поместить трубу или бурильную колонну. Труба или бурильная колонна позволяют растворам циркулировать в стволе скважины. В обсаженную часть ствола скважины помещают обсадную трубу и цементируют в стволе скважины, который также содержит трубы или бурильную колонну. Пространство между двумя цилиндрическими формами называется межтрубным пространством. Примеры межтрубного пространства включают, но не ограничиваются только ими: пространство между стволом скважины и наружной стороной трубы или бурильной колонны в необсаженном стволе скважины; пространство между стволом скважины и наружной стороной обсадной трубы; и пространство между внутренней стороной обсадной трубы и наружной стороной трубы или бурильной колонны в обсаженном стволе скважины

Для задач настоящего изобретения трение означает механическое сопротивление и истирание бурильной колонны в обсаженной скважине и необсаженной скважине при движении, извлечении, продвижении вперед или вращении бурильной колонны и трубы. Кроме того оно также включает механическое сопротивление для гибкой трубы внутри обсаженной или необсаженной скважины; при введении обсадной трубы; при введении сеток; при введении инструментов для очистки, гидроразрыва и перфорирования; при вращении бурильной колонны; при продвижении вперед ствола скважины; при извлечении бурильной колонны и/или извлечении гибкой трубы.

В настоящем изобретении и формуле изобретения используется новая схема нумерации групп Периодический системы элементов, описанная в публикации Chemical and Engineering News, (1985), Vol. 63(5), pg. 27.

В настоящем изобретении и формуле изобретения используется новая схема нумерации групп Периодический системы элементов, описанная в публикации Chemical and Engineering News, (1985), Vol. 63(5), pg. 27.

Для специалиста с общей подготовкой в данной области техники очевидно, что гидроксигруппы диолов, описанных в настоящем изобретении, депротонируются. Таким образом, термин "глицерин" при использовании в настоящем изобретении включает соли диола, образующиеся по их реакции с подходящим противоионом. Некоторые подходящие противоионы включают, но не ограничиваются только ими, металл групп 1-2, органические катионы, например, группы NR4+ и PR4+, где каждая группа R независимо выбрана из группы, включающей Н и гидрокарбильные группы.

В любом варианте осуществления, описанном в настоящем изобретении, металл групп 1-2 включают Li, Na, K, Rb, Cs, Fr, Be, Mg, Ca, Sr, Ba, Ra, предпочтительно Li, Na, K, Cs, Mg и Ca.

Термины "гидрокарбильный радикал", "гидрокарбил", "гидрокарбильная группа", "алкильный радикал" и "алкил" в настоящем документе используются взаимозаменяемым образом. Аналогичным образом, термины "группа", "радикал" и "заместитель" в настоящем документе также используются взаимозаменяемым образом. В настоящем изобретении "гидрокарбильный радикал" определяется, как C1-C50-радикалы, которые могут быть линейными, разветвленными или циклическими, и, если они являются циклическими, то могут быть ароматическими или неароматическими. Примеры таких радикалов включают, но не ограничиваются только ими, метил, этил, н-пропил, изопропил, н-бутил, изобутил, втор-бутил, трет-бутил, пентил, изоамил, гексил, октилциклопропил, циклобутил, циклопентил, циклогексил, циклооктил и т.п., включая их замещенные аналоги. Замещенные гидрокарбильные радикалы представляют собой радикалы, в которых по меньшей мере один атом водорода гидрокарбильного радикала замещен по меньшей мере одной функциональной группой, такой как NR*2, OR*, SeR*, TeR*, PR*2, AsR*2, SbR*2, SR*, BR*2, SiR*3, GeR*3, SnR*3, PbR*3 и т.п., или в которых по меньшей мере один гетероатом включен в гидрокарбильное кольцо.

Термин "алкенил" означает обладающий линейной цепью, разветвленной цепью, или циклический углеводородный радикал, содержащий одну или большее количество двойных связей. Эти алкенильные радикалы необязательно могут быть замещенными. Примеры подходящих алкенильных радикалов включают, но не ограничиваются только ими, этенил, пропенил, аллил, 1,4-бутадиенилциклопропенил, циклобутенил, циклопентенил, циклогексенил, циклооктенил и т.п., включая их замещенные аналоги.

Термин "алкоксигруппа" или "алкоксид" означает радикал алкилового простого эфира или арилового простого эфира, где термин алкил является таким, как определено выше. Примеры подходящих радикалов алкиловых эфиров включают, но не ограничиваются только ими, метоксигруппу, этоксигруппу, н-пропоксигруппу, изопропоксигруппу, н-бутоксигруппу, изобутоксигруппу, втор-бутоксигруппу, трет-бутоксигруппу, феноксигруппу и т.п.

Термин "арил" или "арильная группа" означает содержащее 6 атомов углерода ароматическое кольцо и его замещенные варианты, включая, но не ограничиваясь только ими, фенил, 2-метилфенил, ксилил, 4-бром-ксилил. Аналогичным образом, гетероарил означает арильную группу, в которой кольцевой атом углерода (или 2 или 3 кольцевых атома углерода) заменены гетероатомом, предпочтительно N, О или S. При использовании в настоящем изобретении термин "ароматический" также означает псевдоароматические гетероциклы, которые являются гетероциклическими заместителями, которые обладают характеристиками и структурами, аналогичными (почти плоскими) характеристикам и структурам ароматических гетероциклических лигандов, но по определению не являются ароматическими; аналогичным образом, термин ароматический также означает замещенные ароматические соединения.

Если существуют изомеры указанной алкильной, алкенильной, алкоксидной или арильной группы (например, н-бутил, изобутил, втор-бутил и трет-бутил), указание на один представитель группы (например, н-бутил) явно означает раскрытие остальных изомеров семейства (например, изобутила, втор-бутила и трет-бутила). Аналогичным образом, указание на алкильную, алкенильную, алкоксидную или арильную группу без указания конкретного изомера (например, бутил) явно означает раскрытие всех изомеров (например, н-бутила, изобутила, втор-бутила и трет-бутила).

При использовании в настоящем изобретении термин "гетерогенная смесь" означает композицию, содержащую две или большее количество морфологических фаз в одинаковом состоянии. Например, смесь несмешивающихся компонентов, например, масла и воды, в которой один компонент образует дискретные пакеты, диспергированные в матрице из другого компонента, называется гетерогенной. Непрерывная фаза означает матричную фазу в гетерогенной смеси. Неоднородная фаза означает диспергированную фазу в гетерогенной смеси.

Кинематическую вязкость (также называющуюся вязкостью) определяют в соответствии со стандартом ASTM D445 и обычно измеряют при 40°С (Kv40) или 100°С (Kv100). Если температура не указана, то вязкостью является Kv100.

Смазывающая композиция

Смазывающие композиции, которые являются объектом настоящего изобретения, обычно содержат композицию базового масла и уменьшающий трение агент. Композиция базового масла обычно содержится в смазывающей композиции в количестве, равном ≥ примерно 50,0 мас. %, ≥ примерно 55,0 мас. %, ≥ примерно 60,0 мас. %, ≥ примерно 65,0 мас. %, ≥ примерно 70,0 мас. %, ≥ примерно 75,0 мас. %, ≥ примерно 80,0 мас. %, ≥ примерно 85,0 мас. %, ≥ примерно 90,0 мас. %, ≥ примерно 95,0 мас. % или ≥ примерно 97,0 мас. % в пересчете на смазывающую композицию. Дополнительно или альтернативно, смазывающая композиция содержит ≤ примерно 99,0 мас. %, например, ≤ примерно 97,0 мас. %, ≤ примерно 95,0 мас. %, ≤ примерно 90,0 мас. %, ≤ примерно 80,0 мас. %, ≤ примерно 75,0 мас. %, ≤ примерно 70,0 мас. %, ≤ примерно 65,0 мас. %, ≤ примерно 60,0 мас. %, ≤ или примерно 55,0 мас. % композиции базового масла. Диапазоны содержания композиции базового масла в смазывающей композиции включают диапазоны, образованные из любой комбинации перечисленных выше значений, например, от примерно 50,0 до примерно 99,0 мас. %, от примерно 55,0 до примерно 97,0 мас. %, от примерно 60,0 до примерно 95,0 мас. %, от примерно 65,0 до примерно 90,0 мас. %, от примерно 70,0 до примерно 85,0 мас. %, от примерно 75,0 до примерно 80,0 мас. %, от примерно 70,0 до примерно 95,0 мас. %, от примерно 85,0 до примерно 95,0 мас. % и т.п.

В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения композиция базового масла содержит базовое масло, содержание которого в смазывающей композиции находится в диапазонах от примерно 50,0 до примерно 99,0 мас. %, от примерно 55,0 до примерно 97,0 мас. %, от примерно 60,0 до примерно 95,0 мас. %, от примерно 65,0 до примерно 90,0 мас. %, от примерно 70,0 до примерно 85,0 мас. %, от примерно 75,0 до примерно 80,0 мас. %, от примерно 70,0 до примерно 95,0 мас. %, от примерно 85,0 до примерно 95,0 мас. %, и уменьшающая трение композиция обычно содержится в смазывающей композиции в количестве, равном от примерно 0,5 до примерно 10,0 мас. %, от примерно 1,0 до примерно 9,0 мас. %, от примерно 1,5 до примерно 8,0 мас. %, от примерно 2,0 до примерно 7,0 мас. %, от примерно 2,5 до примерно 6,0 мас. %, от примерно 3,0 до примерно 5,0 мас. %, от примерно 3,5 до примерно 4,5 мас. %, от примерно 1,0 до примерно 5,0 мас. %, от примерно 2,0 до примерно 4,0 мас. %.

Уменьшающая трение композиция обычно содержится в смазывающей композиции в количестве, равном ≥ примерно 0,5 мас. %, например, ≥ примерно 1,0 мас. %, ≥ примерно 1,5 мас. %, ≥ примерно 2,0 мас. %, ≥ примерно 2,5 мас. %, ≥ примерно 3,0 мас. %, ≥ примерно 3,5 мас. %, ≥ примерно 4,0 мас. %, ≥ примерно 4,5 мас. %, ≥ примерно 5,0 мас. %, ≥ примерно 6,0 мас. %, ≥ примерно 7,0 мас. %, ≥ примерно 8,0 мас. % или ≥ примерно 9,0 мас. %. Дополнительно или альтернативно, смазывающая композиция содержит ≤ примерно 10,0 мас. % например, ≤ примерно 9,0 мас. %, ≤ примерно 8,0 мас. %, ≤ примерно 7,0 мас. %, ≤ примерно 6,0 мас. %, ≤ примерно 5,0 мас. %, ≤ примерно 4,5 мас. %, ≤ примерно 4,0 мас. %, ≤ примерно 3,5 мас. %, ≤ примерно 3,0 мас. %, ≤ примерно 2,5 мас. %, ≤ примерно 2,0 мас. %, ≤ примерно 1,5 мас. % или ≤ примерно 1,0 мас. % уменьшающего трение агента. Диапазоны содержания уменьшающей трение композиции в смазывающей композиции включают диапазоны, образованные из любой комбинации перечисленных выше значений, например, от примерно 0,5 до примерно 10,0 мас. %, от примерно 1,0 до примерно 9,0 мас. %, от примерно 1,5 до примерно 8,0 мас. %, от примерно 2,0 до примерно 7,0 мас. %, от примерно 2,5 до примерно 6,0 мас. %, от примерно 3,0 до примерно 5,0 мас. %, от примерно 3,5 до примерно 4,5 мас. %, от примерно 1,0 до примерно 5,0 мас. %, от примерно 2,0 до примерно 4,0 мас. %, от примерно 0,1 мас. % до примерно 6,0 мас. % и т.п.

Все массовые содержания в процентах приведены в пересчете на полную массу базового масла и уменьшающих трение композиций.

Смазывающие композиции обычно обладают коэффициентом трения, меньшим, чем у композиции базового масла. Некоторые смазывающие композиции обладают коэффициентом трения, равным ≤ примерно 0,12, например, ≤ примерно 0,10, ≤ примерно 0,08, ≤ примерно 0,06, ≤ примерно 0,04 или ≤ примерно 0,02. Дополнительно или альтернативно, коэффициент трения может равняться ≥ примерно 0,01, например, ≥ примерно 0,03, ≥ примерно 0,05, ≥ примерно 0,07, ≥ примерно 0,09, или ≥ примерно 0,11. Диапазоны коэффициента трения смазывающей композиции включают диапазоны, образованные из любой комбинации перечисленных выше значений, например, от примерно 0,01 до примерно 0,12, от примерно 0,3 до примерно 0,10, от примерно 0,05 до примерно 0,08, от примерно 0,06 до примерно 0,07, от примерно 0,08 до примерно 0,12, от примерно 0,08 до примерно 0,10 и т.п.

Дополнительно или альтернативно, смазывающую композицию можно охарактеризовать изменением коэффициента трения по сравнению с коэффициентом трения композиции базового масла, не содержащей уменьшающий трение агент. Другими словами, смазывающая композиция, содержащая уменьшающий трение агент, может обладать коэффициентом трения, который по меньшей мере примерно на 20,0% меньше (альтернативно, по меньшей мере примерно на 25,0% меньше, по меньшей мере примерно на 30,0% меньше, по меньшей мере примерно на 35,0% меньше, по меньшей мере примерно на 40,0% меньше, по меньшей мере примерно на 45,0% меньше, по меньшей мере примерно на 50,0% меньше, по меньшей мере примерно на 55,0% меньше, по меньшей мере примерно на 60,0% меньше), чем коэффициент трения композиции базового масла при отсутствии композиции присадок. Диапазоны уменьшения коэффициента трения смазывающей композиции по сравнению с коэффициентом трения композиции базового масла, не содержащей уменьшающую трение композицию, включают диапазоны, образованные из любой комбинации перечисленных выше значений, например, они являются от примерно 20,0 до примерно 60,0% меньшими, от примерно 25,0 до примерно 55,0% меньшими, от примерно 30,0 до примерно 50,0% меньшими, от примерно 35,0 до примерно 45,0% меньшими, от примерно 40,0% меньшими, от примерно 30,0 до примерно 60,0% меньшими, от примерно 35,0 до примерно 60,0% меньшими, от примерно 40,0 до примерно 60,0% меньшими, от примерно 45,0 до примерно 60,0% меньшими, от примерно 40,0 до примерно 55,0% меньшими и т.п. Для ясности отметим, что типичная смазывающая композиция может содержать 4,0 г уменьшающего трение агента и 96,0 г композиции базового масла, содержащей 86,0 г базового масла и 10,0 г других присадок. Уменьшение коэффициента трения следует определять путем сопоставления коэффициента трения этой типичной композиции с коэффициентом трения композиции, содержащей 86,0 г базового масла и 10,0 г других присадок.

Композиция базового масла

Обычно композиция базового масла могут включать базовое масло и одну или большее количество присадок к базовому маслу. Многочисленные базовые масла известны в данной области техники. Конкретные базовые масла, которые применимы в настоящем изобретении, включают натуральные масла и синтетические масла, а также нетрадиционные масла (или их смеси), которые можно использовать нерафинированными, рафинированными или повторно рафинированными (последнее также известно под названием регенерированного или подвергнутого повторной обработке масла). Нерафинированными маслами являются полученные непосредственно из природного или синтетического источника и их используют без дополнительной очистки. Они включают сланцевое масло, полученное непосредственно из дистилляционных установок, нефтяное масло, полученное непосредственно после первичной дистилляции, и сложноэфирное масло, полученное непосредственно из процедуры этерификации. Рафинированные масла аналогичны маслам, рассмотренным для нерафинированных масел, с тем отличием, что для рафинированных масел проводят одну или большее количество стадий очистки для улучшения по меньшей мере одной характеристики базового масла. Специалисту в данной области техники известны многие методики очистки. Эти методики включают экстракцию растворителем, вторичную дистилляцию, экстракцию кислотой, экстракцию щелочью, фильтрование и перколяцию. Повторно рафинированные масла получают по методикам, аналогичным методикам получения рафинированных масел, но с использованием масла, которое ранее использовали в качестве исходного сырья.

Группы I, II, III, IV и V являются широкими категориями компонентов базовых масел, разработанными и определенными Американским нефтяным институтом (АНИ) (API Publication 1509; www.API.org) для введения стандартов для базовых масел. Базовые компоненты группы I обладают индексом вязкости, равным от 80 до 120, и содержат > 0,03% серы и/или менее 90% насыщенных соединений. Базовые компоненты группы II обладают индексом вязкости, равным от 80 до 120, и содержат ≤ 0,03% серы и ≥ 90% насыщенных соединений. Базовые компоненты группы III обладают индексом вязкости > 120 и содержат ≤ 0,03% серы и > 90% насыщенных соединений. Группа IV включает поли-альфа-олефины (ПАО) и газожидкостные (ГЗЖ) материалы. Базовые компоненты группы V включают базовые компоненты, не включенные в группы I-IV. В приведенной ниже таблице приведены характеристики каждой из этих пяти групп.

Подходящие ГЗЖ включают описанные, как углеводородное исходное сырье высокой чистоты в параграфах в US 2008/0045638. ПАО, применимые в настоящем изобретении, включают описанные в параграфах в US 2008/0045638. Подходящие базовые масла группы III включают описанные в параграфах в US 2008/0045638.

Натуральные масла включают животные жиры, растительные масла (например, касторовое масло и лярдовое масло) и минеральные масла. Можно использовать животные и растительные масла, обладающие подходящей термической окислительной стабильностью. Из натуральных масел предпочтительными являются минеральные масла. Минеральные масла могут меняться в широких пределах в зависимости от их неочищенного источника, например, в зависимости от того, являются ли они парафиновыми, нафтеновыми или смешанными парафиново-нафтеновыми. Также можно использовать масла, полученные из угля или сланца. Натуральные масла меняются в зависимости от методики, использованной для их получения и очистки, например, в зависимости от их температурных пределов отбора фракций и от того, получают ли их прямой перегонкой или крекингом, гидроочисткой или экстракцией растворителем.

Базовые компоненты группы II и/или группы III, полученный гидрообработкой или гидрокрекингом, включая синтетические масла, также являются хорошо известными базовыми маслами.

Синтетические масла включают углеводородное масло. Углеводородные масла включают такие масла, как полимеризованные и сополимеризованные олефины (полибутилены, полипропилены, например, сополимеры пропилен-изобутилен, сополимеры этилен-олефин и сополимеры этилен-альфа-олефин). Поли-альфа-олефиновые (ПАО) базовые масла являются обычно использующимся синтетическим углеводородным маслом. Например, можно использовать ПАО, образованные из С814-олефинов, например, С8-, С10-, С12-, С14-олефины или их смеси. Некоторые такие ПАО описаны в US 4956122; US 4827064; и US 4827073, которые во всей своей полноте включены в настоящее изобретение в качестве ссылки.

Среднечисловые молекулярные массы ПАО, которые являются известными материалами и которые обычно продают в большом промышленном масштабе такие поставщики, как ExxonMobil Chemical Company, Chevron Phillips Chemical Company, BP и др., обычно меняются от 250 до 3000 г/моль, хотя ПАО обычно выпускают обладающими кинематическими вязкостями, равными до 3500 сСт (100°С). ПАО обычно содержат обладающие относительно низкой молекулярной массой гидрированные полимеры или олигомеры альфа-олефинов, которые включают, но не ограничиваются только ими, С232-альфа-олефины, причем С816-альфа-олефины, такие как 1-октен, 1-децен, 1-додецен и т.п., являются предпочтительными. Предпочтительными поли-альфа-олефинами являются поли-1-октен, поли-1-децен и поли-1-додецен и их смеси и смешанные образованные из олефинов полиолефины. Однако димеры высших олефинов в диапазоне С1418 можно использовать для получения обладающих низкой вязкостью базовых компонентов, обладающих приемлемо низкой летучестью. В зависимости от марки вязкости и исходного олигомера ПАО могут представлять собой преимущественно тримеры и/или тетрамеры исходных олефинов олефины, содержание небольшие количества высших олигомеров, обладающие кинематической вязкостью, находящейся в диапазоне от 1,5 до 3500 сСт (Kv100), такой как находящаяся в диапазоне от 1,5 до 12 сСт.

Жидкие ПАО с успехом можно получить путем полимеризации альфа-олефина в присутствии катализатора полимеризации, такого как катализатор Фриделя-Крафтса, включая, например, трихлорид алюминия, трифторид бора или комплексы трифторида бора с водой, спиртами, такими как этанол, пропанол или бутанол, карбоновыми кислотами или сложными эфирами, такими как этилацетат или этилпропионат. Например, способы, раскрытые в US 4149178 или 3382291, можно с успехом использовать в настоящем изобретении. Другие описания синтеза ПАО приведены в следующих публикациях: US 3742082; US 3769363; US 3876720; US 4239930; US 4367352; US 4413156; US 4434408; US 4910355; US 4956122; и US 5068487. Димеры С1418-олефинов описаны в US 4218330. ПАО можно получить с использованием металлоценового каталитического соединения, описанного в US 8535514 и US 8247358.

Гидрокарбильные ароматические соединения можно использовать в качестве базового масла или компонента базового масла и ими может быть любая гидрокарбильная молекула, не менее 5% массы которой образованы из ароматического фрагмента, такого как бензоидный фрагмент или нафтеноидный фрагмент, или их производных. Эти гидрокарбильные ароматические соединения включают алкилбензолы, алкилнафталины, алкилдифенилоксиды, алкилнафтолы, алкилдифенилсульфиды, алкилированный бис-фенол А, алкилированный тиодифенол и т.п. Ароматическое соединение может быть моноалкилированным, диалкилированным, полиалкилированными т.п. Ароматическое соединение может быть моно- или полифункционализированным. Гидрокарбильные группы также могут включать смеси алкильных групп, алкенильных групп, алкинил, циклоалкильных групп, циклоалкенильных групп и других родственных гидрокарбильных групп. Гидрокарбильные группы могут находиться в диапазоне от С6 до С60 и диапазон от С8 до С20 часто является предпочтительным. Смесь гидрокарбильных групп часто является предпочтительной и могут содержаться до трех таких заместителей. Гидрокарбильная группа необязательно может содержать серу-, кислород- и/или азотсодержащие заместители. Ароматическую группу также можно образовать из натуральных (нефтяных) источников при условии, что не менее 5% молекулы представляют собой ароматический фрагмент указанного выше типа. Вязкости при 100°С, равные примерно от 3 сСт до 50 сСт, являются предпочтительными и вязкости, равные примерно от 3,4 сСт до 20 сСт часто являются более предпочтительными для гидрокарбильного ароматического компонента. В одном варианте осуществления используют алкилнафталин, в котором алкильная группа в основном представляет собой 1-гексадецен. С успехом можно использовать другие алкилаты ароматических соединений. Нафталин или метилнафталин, например, можно алкилировать олефинами, такими как октен, децен, додецен, тетрадецен или высшие олефины, смеси аналогичных олефинов и т.п. Подходящие концентрации гидрокарбильного ароматического соединения в композиции базового масла в зависимости от области применения могут составлять от 2% до 25%, предпочтительно от 4% до 20% и более предпочтительно от 4% до 15%.

Другие жидкости, подходящие для использования в качестве базовых масел, включают нетрадиционные или нестандартные базовые компоненты, которые были обработаны, предпочтительно каталитически, или синтезированы для придания превосходных характеристик.

Нетрадиционные или нестандартные базовые компоненты/базовые масла включают одну или большее количество следующих: смесь базовых компонентов, образованную из одного или большего количества газожидкостных (ГЗЖ) материалов, а также изомерат/продукт изодепарафинизации базового компонента (компонентов), полученных из натурального воска или воскообразных материалов, минерал, и/или воскообразное исходное сырье, полученное из неминерального масла, такое как сырой парафин, натуральные воска и воскообразное сырье, такое как газойли, воскообразные кубовые продукты гидрокрекинга при производстве топлива, воскообразный рафинат, продукты гидрокрекинга, продукты термического крекинга или другой минерал, или даже полученные из масла не нефтяного происхождения воскообразные материалы, такие как воскообразные материалы, полученные из продуктов ожижения угля или сланцевого масла, и смеси таких базовых компонентов.

ГЗЖ являются материалами, которые получены с помощью одной или большего количества следующих процедур: синтез, объединение, превращение, перегруппировка, и/или с помощью процедур разложения/разрушения из газообразных углеродсодержащих соединений, водородсодержащих соединений и/или элементов в качестве исходного сырья, таких как водород, диоксид углерода, монооксид углерода, вода, метан, этан, этилен, ацетилен, пропан, пропилен, пропин, бутан, бутилены и бутины. Базовые компоненты и/или базовые масла ГЗЖ являются материалами ГЗЖ, обладающими вязкостью базового масла, которые обычно получают из углеводородов; например, воскообразных синтетических углеводородов, которые сами получены из более простых газообразных углеродсодержащих соединений, водородсодержащих соединений и/или элементов, выступающих в качестве исходного сырья. Базовый компонент (компоненты) и/или базовое масло (масла) ГЗЖ включают масла, кипящие в диапазоне кипения смазочного масла (1) отделенные/фракционированные из синтезированных материалов ГЗЖ, например, путем дистилляции, и затем направленные на конечную стадию обработки воска, которая включает каталитическую депарафинизацию и/или депарафинизацию растворителем с получением смазочных масел, обладающих пониженной/низкой температурой потери текучести; (2) синтезированные изомераты восков, включающие, например, подвергнутый гидродепарафинизации или каталитической гидроизомеризации и/или депарафинизации растворителем синтетический воск или воскообразные углеводороды; (3) подвергнутый гидродепарафинизации или каталитической гидроизомеризации и/или депарафинизации растворителем продукт реакции Фишера-Тропша (F-T) (т.е. углеводороды, воскообразные углеводороды, воска и, возможно, аналогичные оксигенаты); предпочтительно подвергнутые гидродепарафинизации или гидроизомеризации с последующей каталитической депарафинизацией и/или депарафинизации растворителем депарафинизированные F-T воскообразные углеводороды, или подвергнутые гидродепарафинизации или гидроизомеризации с последующей каталитической депарафинизацией (или депарафинизацией растворителем) депарафинизированные F-T воска, или их смеси.

Базовый компонент (компоненты) и/или базовое масло (масла) ГЗЖ, образованные из материалов ГЗЖ, в особенности подвергнутый гидродепарафинизации или гидроизомеризации с последующей каталитической депарафинизацией и/или депарафинизации растворителем воск или воскообразный материал, предпочтительно полученный из материала F-T базовый компонент (компоненты) и/или базовое масло (масла), обычно характеризуются, как обладающие кинематическими вязкостями при 100°С, равными от 2 сСт до 50 сСт (ASTM D445). Они обычно также характеризуются, как обладающие температурами потери текучести, равными от -5°С до -40°С или более низкими (ASTM D97). Они обычно также характеризуются, как обладающие индексами вязкости, равными от 80 до 140 или более (ASTM D2270).

Кроме того, базовый компонент (компоненты) и/или базовое масло (масла) ГЗЖ обычно являются высокопарафинистыми (>90% насыщенных соединений) и могут содержать смеси моноциклопарафинов и мультициклопарафинов в комбинации с нециклическими изопарафинами. Содержание нафтенов (т.е. циклопарафинов) в таких комбинациях меняется в зависимости от использующегося катализатора и температуры. Кроме того, базовый компонент (компоненты) и/или базовое масло (масла) ГЗЖ обычно очень низким содержанием серы и азота, обычно они содержат менее 10 част./млн и чаще менее 5 част./млн каждого из этих элементов. Содержание серы и азота в базовом компоненте (компонентах) и/или базовом масле (маслах) ГЗЖ, полученных из материала F-T, в особенности, воска F-T практически равно нулю. Кроме того, отсутствие фосфора и ароматических соединений делает его особенно подходящим для приготовления продуктов с низким содержанием SAP (аббревиатура, означающая серу сульфатную золу и фосфор).

Термин базовый компонент и/или базовое масло ГЗЖ, и/или базовый компонент изомерата воска, и/или базовое масло следует понимать, как включающий отдельные фракции таких материалов, характеризующиеся широким диапазоном вязкости, выделенные в производственной технологии, смеси двух или большего количества таких фракций, а также смеси одной или двух, или большего количества обладающих низкой вязкостью фракций с одной или двумя или большим количеством обладающих более высокой вязкостью фракций с образованием смеси, где смесь обладает целевой кинематической вязкостью.

Материал ГЗЖ, из которого образуют базовый компонент (компоненты) и/или базовое масло (масла) ГЗЖ предпочтительно представляет собой материал F-T (т.е. углеводороды, воскообразные углеводороды, воск). Кроме того, базовый компонент (компоненты) и/или базовое масло (масла) ГЗЖ обычно являются высокопарафинистыми (>90% насыщенных соединений) и могут содержать смеси моноциклопарафинов и мультициклопарафинов в комбинации с нециклическими изопарафинами. Содержание нафтенов (т.е. циклопарафинов) в таких комбинациях меняется в зависимости от использующегося катализатора и температуры. Кроме того, базовый компонент (компоненты) и/или базовое масло (масла) ГЗЖ и подвергнутый гидродепарафинизации или гидроизомеризации с последующей каталитической депарафинизацией и/или депарафинизации растворителем базовый компонент (компоненты) и/или базовое масло (масла) обычно обладают очень низким содержанием серы и азота, обычно они содержат менее 10 част./млн и чаще менее 5 част./млн каждого из этих элементов. Содержание серы и азота в базовом компоненте (компонентах) и/или базовом масле (маслах) ГЗЖ, полученных из материала F-T, в особенности, воска F-T практически равно нулю. Кроме того, отсутствие фосфора и ароматических соединений делает этот материал особенно подходящим для приготовления продуктов с низким содержанием серы, сульфитной золы и фосфора (низким содержанием SAP).

Базовые масла для использования в приготовленных композициях базового масла, применимых в настоящем изобретении, представляют собой любое из множества масел, соответствующих маслам группы I, группы II, группы III, группы IV и группы V АНИ и их смесям, предпочтительно маслам группы II, группы III, группы IV и группы V АНИ и их смесям, более предпочтительно базовым маслам групп III-V, вследствие их исключительных летучести, стабильности, вискозиметрических характеристик и характеристик чистоты. Небольшие количества базового компонента группы I, такие как количество, использующееся для разбавления присадок для смешивания с готовыми смазочными маслами, могут быть допустимы, но их количество следует свести к минимуму, т.е. можно использовать количества, обусловленные только их использованием в качестве масла - разбавителя/носителя для присадок, применяющиеся при приготовлении. Даже в случае базовых компонентов группы II предпочтительно, чтобы базовые компоненты группы II соответствовали диапазону высшего качества этих базовых компонентов, т.е. представляли собой базовый компонент группы II, обладающий индексом вязкости, находящимся в диапазоне от 100 до 120.

Некоторые базовые масла могут обладать содержанием сложного эфира, равным ≤ примерно 50 мас. %, например, ≤ примерно 40 мас. %, ≤ примерно 30 мас. %, ≤ примерно 5,0 мас. % или ≤ примерно 1,0 мас. %. Дополнительно или альтернативно, некоторые базовые масла могут обладать содержанием сложного эфира, равным ≥ примерно 40 мас. %, например, ≥ примерно 50 мас. %, ≥ примерно 70 мас. % или ≥ примерно 90 мас. %.

Некоторые базовые масла могут обладать содержанием ароматических соединений, равным ≤ примерно 15,0 мас. %, например, ≤ примерно 10,0 мас. %, ≤ примерно 5,0 мас. %, ≤ примерно 1,0 мас. %, ≤ примерно 0,50 мас. %, ≤ примерно 0,10 мас. %, ≤ примерно 0,05 мас. %, ≤ примерно 0,01 мас. % или ≤ примерно 0,005 мас. %. Дополнительно или альтернативно, содержание ароматических соединений может составлять ≥ примерно 0,005 мас. %, например, ≥ примерно 0,01 мас. %, ≥ примерно 0,05 мас. %, ≥ примерно 0,10 мас. %, ≥ примерно 0,5 мас. %, ≥ примерно 0,1 мас. %, ≥ примерно 1,0 мас. %, ≥ примерно 5,0 мас. % или ≥ примерно 10,0 мас. %. Диапазоны содержания ароматических соединений, явно раскрытые в настоящем изобретении, включают все комбинации перечисленных выше значений, например, от примерно 0,005 до примерно 15,0 мас. %, от примерно 0,01 до примерно 10,0 мас. %, от примерно 0,05 до примерно 5,0 мас. %, от примерно 0,10 до примерно 1,0 мас. % и т.п.

Некоторые типичные базовые масла характеризовали их кинематической вязкостью при 40°С (Kv40). Например, конкретные базовые масла могут обладать вязкостью, равной ≥ примерно 1,0 сСт, например, ≥ примерно 1,3 сСт, ≥ примерно 1,5 сСт, ≥ примерно 1,7 сСт, ≥ примерно 1,9 сСт, ≥ примерно 2,1 сСт, ≥ примерно 2,3 сСт, ≥ примерно 2,5 сСт, ≥ примерно 2,7 сСт, ≥ примерно 2,9 сСт, ≥ примерно 3,1 сСт, ≥ примерно 3,3 сСт, ≥ примерно 3,5 сСт, ≥ примерно 3,7 сСт, ≥ примерно 4,0 сСт, ≥ примерно 4,5 сСт или ≥ примерно 4.8 сСт при 40°С. Дополнительно или альтернативно, вязкость при 40°С могут быть равны ≤ примерно 5,0 сСт, например, ≤ примерно 4,8 сСт, ≤ примерно 4,5 сСт, ≤ примерно 4,0 сСт, ≤ примерно 3,7 сСт, ≤ примерно 3,5 сСт, ≤ примерно 3,3 сСт, ≤ примерно 3,1 сСт, ≤ примерно 2,9 сСт, ≤ примерно 2,7 сСт, ≤ примерно 2,5 сСт, ≤ примерно 2,3 сСт, ≤ примерно 2,1 сСт, ≤ примерно 1.9 сСт, ≤ примерно 1,7 сСт, ≤ примерно 1,5 сСт, ≤ примерно 1,3 сСт или ≤ примерно 1,1 сСт при 40°С. Некоторые такие базовые масла выпускает фирма ExxonMobil Chemical Company под торговым названием Escaid™, например, Escaid™ 110, включающий десульфурированный гидрированный углеводород, содержащий менее 0,50 мас. % ароматических соединений и обладающий вязкостью, равной примерно 1,7 сСт при 40°С, Escaid™ 115, обладающий вязкостью, равной примерно 2,1 сСт при 40°С, Escaid™ 120, обладающий температурой вспышки выше 100°С, и Escaid™ 120 ULA, обладающий содержанием ароматических соединений, равным < 0,01 мас. %.

Присадки к базовому маслу

Часто композиция базового масла включает дополнительные присадки. Предпочтительно, если одна или большее количество дополнительных присадок, образующих гетерогенную смесь с базовым маслом. В таких случаях композиция базового масла представляет собой гетерогенную смесь, содержащую базовое масло в качестве непрерывной фазы и одну или большее количество дополнительных присадок в качестве диспергированной или внутренней фазы. Альтернативно или дополнительно, одна или большее количество дополнительных присадок может солюбилизироваться в базовом масле.

Например, композиция базового масла может включать дополнительные присадки, включая, но не ограничиваясь только ими, внутреннюю фазу, которая обычно является водой или рассолом (т.е. композиция базового масла является обращенной эмульсией), регулирующий рН буфер, загуститель, эмульгатор, смачивающий агент, утяжелитель, присадку для уменьшения водоотдачи и уменьшающий трение агент.

Например, композиция базового масла может включать регулирующий рН буфер, выбранный из группы, включающей оксид магния, гидроксид калия, оксид кальция и гидроксид кальция. Примеры имеющегося в продаже регулирующего рН буфера включают известь. Регулирующий рН буфер может содержаться в концентрации, находящейся в диапазоне от примерно 0,5 до примерно 10,0 фунтов на баррель (част./млрд) в пересчете на композицию базового масла. Подходящие композиции базового масла могут обладать значением рН, находящимся в диапазоне от низкого значения, равного примерно 7, 8, 9, 10, 11 или 12 до высокого значения, равного примерно 14, такого как равное от 10 до 14.

Композиция базового масла может необязательно включать загуститель. Загуститель можно выбрать из группы, включающей неорганический загуститель, жирные кислоты, включая, но не ограничиваясь только ими, димеры и тримеры жирных поликарбоновых кислот, диамины, полиамиды, органофильные глины и их комбинации. Примеры имеющегося в продаже подходящего загустителя включают, но не ограничиваются только ими, VG-PLUS™, выпускающийся фирмой M-I Swaco, Schlumberger Company; RHEMOD L™, ТАУ-MOD™, RM-63™ и их комбинации, продающиеся фирмой Halliburton Energy Services, Inc. В одном варианте осуществления загуститель содержится в концентрации, равной не менее 0,5 част./млрд в пересчете на композицию базового масла. Загуститель также может содержаться в концентрации, находящейся в диапазоне от примерно 0,5 до примерно 20 част./млрд, альтернативно от примерно 0,5 до примерно 10 част./млрд в пересчете на композицию базового масла.

Композиция базового масла в дополнение к уменьшающей трение композиции, описанной в настоящем изобретении, может дополнительно включать смазывающее вещество. В предпочтительных вариантах осуществления дополнительная композиция базового масла включает измельченный материал, например, графит, такой как Steelseal™, выпускающийся фирмой Halliburton.

Композиция базового масла может дополнительно включать эмульгатор. Эмульгатор можно выбрать из группы, включающей производные жирных кислот таллового масла, такие как амиды, амины, амидоамины и имидазолины, получаемые по реакциям жирных кислот, и различные этаноламины, производные на основе растительного масла и их комбинации. Примеры имеющегося в продаже подходящего эмульгатора включают, но не ограничиваются только ими, EZ MUL™ NT, INVERMUL™ NT, LE SUPERMUL™ и их комбинации, продающиеся фирмой Halliburton Energy Services, Inc, MEGAMUL™, VersaMul™, VersaCoat™, продающиеся фирмой MISwaco, Schlumberger Company. В одном варианте осуществления эмульгатор содержится в концентрации, по меньшей мере достаточной для того, чтобы композиция базового масла сохранялась в виде стабильной эмульсии или обращенной эмульсии. В еще одном варианте осуществления эмульгатор содержится в концентрации, равной не менее 1 част./млрд в пересчете на композицию базового масла. Эмульгатор также может содержаться в концентрации, находящейся в диапазоне от примерно 1 до примерно 20 част./млрд в пересчете на композицию базового масла.

Композиция базового масла может дополнительно включать утяжелитель. Утяжелитель можно выбрать из группы, включающей барит, гематит, тетраоксид марганца, карбонат кальция и их комбинации. Примеры имеющегося в продаже подходящего утяжелителя включают, но не ограничиваются только ими, BAROID™, BARACARB™, BARODENSE™ и их комбинации, продающиеся фирмой Halliburton Energy Services, Inc и MICROMAX™, продающийся фирмой Elkem. В одном варианте осуществления утяжелитель содержится в концентрации, равной не менее 10 част./млрд в пересчете на композицию базового масла. Утяжелитель также может содержаться в концентрации, находящейся в диапазоне от примерно 10 до примерно 1000 част./млрд, такой как равная 10-800 част./млрд в пересчете на композицию базового масла.

Композиция базового масла может дополнительно включать присадку для уменьшения водоотдачи. Присадку для уменьшения водоотдачи можно выбрать из группы, включающей олеофильные полимеры, включая сшитые олеофильные полимеры, измельченные вещества. Примеры имеющейся в продаже подходящей присадки для уменьшения водоотдачи включают, но не ограничиваются только ими VERSATROL™, выпускающийся фирмой M-I Swaco; N-DRIL™ НТ PLUS, ADAPTA™, продающиеся фирмой Halliburton Energy Services, Inc. Присадка для уменьшения водоотдачи также может содержаться в концентрации, находящейся в диапазоне от примерно 0,5 до примерно 10 част./млрд в пересчете на композицию базового масла.

Композиция базового масла может дополнительно включать сложноэфирную присадку. Сложноэфирная присадка может содержаться в концентрации, находящейся в диапазоне примерно от 1% до 20%.

Композиция базового масла также может необязательно включать одну или большее количество солей металлов, МХу, в которых М обозначает металл группы 1 или группы 2, X обозначает галоген, и у равно от 1 до 2. Такие типичные соли включают, NaCl, KCl, CaCl2, MgCl2 и т.п. Полное количество таких солей в композиции базового масла обычно составляет примерно 10-35 мас. % в пересчете на водную фазу. Также можно использовать органические присадки, которые уменьшают активность воды.

Вода также может содержаться в композиции базового масла в любой подходящей концентрации, обычно в относительно низкой концентрации, например, равной ≤ примерно 15,0 мас. %, ≤ примерно 12,5 мас. %, ≤ примерно 10,0 мас. %, ≤ примерно 7,5 мас. %, ≤ примерно 5,0 мас. %, ≤ примерно 2,5 мас. % или ≤ примерно 1,0 мас. %, массовые содержания в % приведены в пересчете на полную массу базового масла и воды. Дополнительно или альтернативно, концентрация воды может составлять ≥ примерно 0,5 мас. %, например, ≥ примерно 1,0 мас. %, ≥ примерно 2,5 мас. %, ≥ примерно 5,0 мас. %, ≥ примерно 7,5 мас. %, ≥ примерно 10,0 мас. %, ≥ примерно 12,5 мас. % или ≥ примерно 15,0 мас. %. В предпочтительных вариантах осуществления количество воды может составлять от примерно 1 до примерно 21 галлона на баррель композиции базового масла, например, от примерно 1 до примерно 10 галлонов на баррель композиции базового масла. Диапазоны содержания воды, которые явно раскрыты, включают диапазоны, образованные из любой комбинации перечисленных выше значений, например, от примерно 0,5 до примерно 20,0 мас. %, от примерно 0,5 до примерно 15,0 мас. %, от примерно 0,5 до примерно 12,5 мас. %, от примерно 0,5 до примерно 10,0 мас. %, от примерно 0,5 до примерно 7,5 мас. %, от примерно 0,5 до примерно 5,0 мас. %, от примерно 0,5 до примерно 2,5 мас. %, от примерно 0,5 до примерно 1,0 мас. %, от примерно 1,0 до примерно 10,0 мас. %, от примерно 1,0 до примерно 7,5 мас. %, от примерно 1,0 до примерно 5,0 мас. %, от примерно 1,0 до примерно 2,5 мас. %, от примерно 2,5 до примерно 10,0 мас. %, от примерно 2,5 до примерно 7,5 мас. %, от примерно 2,5 до примерно 5,0 мас. %, от примерно 5,0 до примерно 10,0 мас. %, от примерно 5,0 до примерно 7,5 мас. % и т.п.

Композиция базового масла может дополнительно включать смачивающие агенты. Смачивающие агенты можно выбрать из группы, включающей производные жирных кислот таллового масла, такие как амиды, амины, амидоамины и имидазолины, получаемые по реакциям жирных кислот, и различные этаноламины, производные на основе растительного масла и их комбинации. Примеры имеющихся в продаже подходящих смачивающих агентов включают, но не ограничиваются только ими, DrillTreat™, ОМС™, продающиеся фирмой Halliburton Energy Services, Inc., VersaWet™, продающийся фирмой MISwaco, Schlumberger Company. В одном варианте осуществления смачивающий агент содержится в концентрации, по меньшей мере достаточной для того, чтобы композиция базового масла сохранялась в виде стабильной эмульсии или обращенной эмульсии. В еще одном варианте осуществления смачивающий агент содержится в концентрации, равной не менее 0,25 част./млрд в пересчете на композицию базового масла. Смачивающий агент также может содержаться в концентрации, находящейся в диапазоне от примерно 0,05 до примерно 20 част./млрд, такой как равная от примерно 0,25 до примерно 20 част./млрд в пересчете на композицию базового масла.

В другом варианте осуществления смачивающий агент не содержится в композиции базового масла.

Уменьшающая трение композиция

Смазывающие композиции, предлагаемые в настоящем изобретении, также включают по меньшей мере одну уменьшающую трение композицию, включающую соединение, описывающееся формулой I:

В формуле I, каждый из R1, R2, R3, R4 и R5 независимо выбран из группы, включающей Н и разветвленные или неразветвленные, замещенные или незамещенные С150-гидрокарбильные группы. Типичные С150-гидрокарбильные группы включают, но не ограничиваются только ими, С130- и С125-, С120-, С525-, С520-, С515-, С510-, С1030-, С1025-, С1020- и С1525-гидрокарбильные группы, например, можно независимо выбрать из группы, включающей н-додецильную (лаурильную), н-тетрадецильную (миристильную), н-гексадецильную (пальмитильную), н-октадецильную (стеарильную), н-9-октадеценильную (олеильную) и н-эйкозенильную группы. Гидрокарбильные группы не ограничиваются неразветвленными гидрокарбильными группами, например, C8-гидрокарбильные группы включают, но не ограничиваются только ими, например, 2-этилгексильную и 2-пропилпентильную группы. Типичные незамещенные, неразветвленные гидрокарбильные группы включают метильную, этильную, пропильную, бутильную, пентильную, гексильную, гептильную, октильную, нонильную, децильную, ундецильную, додецильную, тридецильную, тетрадецильную, пентадецильную, гексадецильную, гептадецильную и октадецильную гидрокарбильные группы.

Аналогичным образом, в формуле I, Т выбран из группы, включающей группы О, S и С(O)O. В предпочтительных вариантах осуществления Т обозначает S или С(O)O.

В формуле I X обычно обозначает Н, но его также можно выбрать из группы, включающей разветвленные или неразветвленные, замещенные или незамещенные С150-гидрокарбильные группы, ацильные группы, описывающиеся формулой RC(O)-, в которой R может обозначать разветвленную или неразветвленную, замещенную или незамещенную С150-гидрокарбильную группу, сложноэфирную группу, описывающуюся формулой RC(O)O-, в которой R может обозначать разветвленную или неразветвленную, замещенную или незамещенную С150-гидрокарбильную группу, металл групп 1-2, группы NR4+ и PR4+, в которых каждая группа R независимо выбрана из группы, включающей Н и гидрокарбильные группы. Предпочтительные С150-гидрокарбильные группы включают, но не ограничиваются только ими, С130-, С125-, С120-, С525-, С520-, С515-, С510-, С1030-, С1025-, С1020- и С1525-гидрокарбильные группы, например, их можно независимо выбрать из группы, включающей н-додецильную (лаурильную), н-тетрадецильную (миристильную), н-гексадецильную (пальмитильную), н-октадецильную (стеарильную), н-9-октадеценильную (олеильную) и н-эйкозенильную группы, 2-этилгексильную и 2-пропилпентильную группы; метильную, этильную, пропильную, бутильную, пентильную, гексильную, гептильную, октильную, нонильную, децильную, ундецильную, додецильную, тридецильную, тетрадецильную, пентадецильную, гексадецильную, гептадецильную и октадецильную гидрокарбильные группы, как это описано для R1-R5. В любом варианте осуществления по меньшей мере один X выбран из группы, включающей С150-гидрокарбильные группы, описанные выше. В любом варианте осуществления каждый X выбран из группы, включающей С150-гидрокарбильные группы, описанные выше.

В предпочтительных вариантах осуществления соединение формулы I включает глицеринмоностеарат, глицеринмоноолеат, глицериндистеарат, глицериндиолеат, глицеринтристеарат или глицеринтриолеат.

В любом варианте осуществления уменьшающая трение композиция может включать соединение, описывающееся формулой II:

В формуле II, каждый из R2, R3, R4 и R5 и каждый X является таким, как описано в формуле I. Переменная у в формуле II может равняться ≥ 1, например, ≥ 2, ≥ 5, ≥ 7, ≥ 8, ≥ 10, ≥ 12, ≥ 14, ≥ 16, ≥ 18, ≥ 20, ≥ 22, ≥ 24, ≥ 26, ≥ 28, ≥ 30, ≥ 32, ≥ 34, ≥ 36, ≥ 38, ≥ 40, ≥ 42 или ≥ 44. Дополнительно или альтернативно, у может равняться ≤ 47, например, ≤ 44, ≤ 42, ≤ 40, ≤ 38, ≤ 36, ≤ 34, ≤ 32, ≤ 30, ≤ 28, ≤ 26, ≤ 24, ≤ 22, ≤ 20, ≤ 18, ≤ 16, ≤ 14, ≤ 12, ≤ 10, ≤ 8, ≤ 7 или ≤ 5. В формуле II z может равняться ≥ 0, например, ≥ 1, ≥ 5, ≥ 7, ≥ 8, ≥ 10, ≥ 12, ≥ 14, ≥ 16, ≥ 18, ≥ 20, ≥ 22, ≥ 24, ≥ 26, ≥ 28, ≥30, ≥ 32, ≥ 34, ≥ 36, ≥ 38, ≥ 40, ≥ 42 или ≥ 44. Дополнительно или альтернативно, z может равняться ≤ 47, например, ≤ 44, ≤ 42, ≤ 40, ≤ 38, ≤ 36, ≤ 34, ≤ 32, ≤ 30, ≤ 28, ≤ 26, ≤ 24, ≤ 22, ≤ 20, ≤ 18, ≤ 16, ≤ 14, ≤ 12, ≤ 10, ≤ 8, ≤ 7 или ≤ 5. Диапазоны значений у и z, которые явно раскрыты в настоящем изобретении, включают диапазоны, образованные из любой комбинации перечисленных выше значений. В предпочтительных вариантах осуществления у находится в диапазоне от примерно 5 до примерно 10, например, 7, и z находится в диапазоне от примерно 5 до примерно 10, например, 7, т.е. СН3(СН2)7С=С(СН2)7-, также называющаяся олеильной группой. Двойная связь может обладать цис- или транс-конфигурацией. В предпочтительных вариантах осуществления цис-конфигурация может быть особенно подходящей.

В формуле II каждая группа R6, R7, R8 и R9 по отдельности выбрана из группы, включающей Н и разветвленные или неразветвленные, замещенные или незамещенные С120-гидрокарбильные группы. Типичные С120-гидрокарбильные группы включают, но не ограничиваются только ими, С218- и С416-, С614-, С812- и С10-группы. Гидрокарбильные группы R6, R7, R8 и R9 не ограничиваются неразветвленными гидрокарбильными группами, например, C8-гидрокарбильные группы включают, но не ограничиваются только ими, например, 2-этилгексильную и 2-пропилпентильную группы. Типичные незамещенные, неразветвленные гидрокарбильные группы включают метальную, этильную, пропильную, бутильную, пентильную, гексильную, гептильную, октильную, нонильную, децильную, ундецильную, додецильную, тридецильную, тетрадецильную, пентадецильную, гексадецильную, гептадецильную и октадецильную гидрокарбильные группы.

В формуле II группа R10 выбрана из группы, включающей Н, разветвленные или неразветвленные, замещенные или незамещенные С120-гидрокарбильные группы. Гидрокарбильные группы R10 не ограничиваются неразветвленными гидрокарбильными группами, например, C8-гидрокарбильные группы включают, но не ограничиваются только ими, например, 2-этилгексильную и 2-пропилпентильную группы. Типичные незамещенные, неразветвленные R10 гидрокарбильные группы включают метильную, этильную, пропильную, бутильную, пентильную, гексильную, гептильную, октальную, нонильную, децильную, ундецильную, додецильную, тридецильную, тетрадецильную, пентадецильную, гексадецильную, гептадецильную и октадецильную гидрокарбильные группы.

В других вариантах осуществления R10 может ввести в соединение полиэтиленгликолевую группу. Таким образом, в некоторых вариантах осуществления R10 включает полиэтиленгликолевую группу, описывающуюся формулой -O(CH2CH2O)nR', в которой R' может обозначать Н или разветвленную или неразветвленную, замещенную или незамещенную С120гидрокарбильную группу, например, С120-гидрокарбильные группы включают, но не ограничиваются только ими, С218- и С416-, С614-, С812- и С10-группы. Гидрокарбильные группы R10 не ограничиваются неразветвленными гидрокарбильными группами, например, C8-гидрокарбильные группы включают, но не ограничиваются только ими, например, 2-этилгексильную и 2-пропилпентильную группы. Типичные незамещенные, неразветвленные гидрокарбильные группы включают метильную, этильную, пропильную, бутильную, пентильную, гексильную, гептильную, октильную, нонильную, децильную, ундецильную, додецильную, тридецильную, тетрадецильную, пентадецильную, гексадецильную, гептадецильную и октадецильную гидрокарбильные группы. В таких вариантах осуществления количество полиэтиленгликолевых звеньев, n, равно ≥ 1, например, ≥ 2, ≥ 5, ≥ 7, ≥ 10, ≥ 12, ≥ 15, ≥ 17, ≥ 20, ≥ 22, ≥ 25, ≥ 27, ≥ 30, ≥ 35, ≥ 40 или ≥ 45. Дополнительно или альтернативно, n может равняться ≤ 50, например, ≤ 45, ≤ 40, ≤ 35, ≤ 30, ≤ 27, ≤ 25, ≤ 22, ≤ 20, ≤ 17, ≤ 15, ≤ 12, ≤ 10, ≤ 5 или ≤ 2. Диапазоны количеств полиэтиленгликолевых звеньев, n, явно раскрытые в настоящем изобретении, включают диапазоны, образованные из любого из перечисленных выше значений, например, от 1 до 50, от 1 до 45, от 1 до 40, от 1 до 35, от 1 до 30, от 1 до 27, от 1 до 25, от 1 до 22, от 1 до 20, от 1 до 17, от 1 до 15, от 1 до 12, от 1 до 10, от 1 до 7, от 1 до 5, от 1 до 2, от 2 до 50, от 2 до 45, от 2 до 40, от 2 до 35, от 2 до 30, от 2 до 27, от 2 до 25, от 2 до 22, от 2 до 20, от 2 до 17, от 2 до 15, от 2 до 12, от 2 до 10, от 2 до 7, от 2 до 5 и т.п., предпочтительно от 1 до 50, от 2 до 45, от 5 до 40, от 7 до 35, от 10 до 30, от 12 до 27, от 15 до 25, от 17 до 22, примерно 20. Такие соединения называются в настоящем изобретении, как "содержащие концевую группу ПЭГ (полиэтиленгликоль)" соединения.

В любом варианте осуществления уменьшающая трение композиция может включать соединение, описывающееся формулой III:

В формуле III, каждый из R2, R3, R4 и R5 и каждый X является таким, как описано в формуле I. R11 является таким, как описано для R1 в формуле I. R11 является таким, как описано для R1 в формуле I. В предпочтительных вариантах осуществления R11 может обозначать децильную, ундецильную, додецильную, 2-метил-1-ундецильную, тридецильную, тетрадецильную, пентадецильную, гексадецильную, гептадецильную, октадецильную, нонадецильную или эйкозадецильную группу, предпочтительно, если R11 может обозначать гексадецильную, октадецильную или эйкозадецильную группу, более предпочтительно, если R11 может обозначать октадецильную группу.

В других вариантах осуществления R11 может ввести в соединение полиэтиленгликолевую группу, как это описано выше для R10. Таким образом, R11 включает полиэтиленгликолевую группу, описывающуюся формулой -O(CH2CH2O)nR', в которой R' может обозначать Н или разветвленную или неразветвленную, замещенную или незамещенную С120гидрокарбильную группу, например, С120-гидрокарбильные группы включают, но не ограничиваются только ими, С218- и С416-, С614-, С812- и С10-группы, например, 2-этилгексильную, 2-пропилпентильную группы, метильную, этильную, пропильную, бутильную, пентильную, гексильную, гептильную, октильную, нонильную, децильную, ундецильную, додецильную, тридецильную тетрадецильную, пентадецильную, гексадецильную, гептадецильную, октадецильную и т.п. гидрокарбильные группы. В таких вариантах осуществления количество полиэтиленгликолевых звеньев, n, равно ≥ 1, например, ≥ 2, ≥ 5, ≥ 7, ≥ 10, ≥ 12, ≥ 15, ≥ 17, ≥ 20, ≥ 22, ≥ 25, ≥ 27, ≥ 30, ≥ 35, ≥ 40, или ≥ 45. Дополнительно или альтернативно, n может равняться ≤ 50, например, ≤ 45, ≤ 40, ≤ 35, ≤ 30, ≤ 27, ≤ 25, ≤ 22, ≤ 20, ≤ 17, ≤ 15, ≤ 12, ≤ 10, ≤ 5 или ≤ 2. Диапазоны количеств полиэтиленгликолевых звеньев, n, явно раскрытые в настоящем изобретении, включают диапазоны, образованные из любого из перечисленных выше значений, например, от 1 до 50, от 1 до 45, от 1 до 40, от 1 до 35, от 1 до 30, от 1 до 27, от 1 до 25, от 1 до 22, от 1 до 20, от 1 до 17, от 1 до 15, от 1 до 12, от 1 до 10, от 1 до 7, от 1 до 5, от 1 до 2, от 2 до 50, от 2 до 45, от 2 до 40, от 2 до 35, от 2 до 30, от 2 до 27, от 2 до 25, от 2 до 22, от 2 до 20, от 2 до 17, от 2 до 15, от 2 до 12, от 2 до 10, от 2 до 7, от 2 до 5 и т.п., предпочтительно от 1 до 50, от 2 до 45, от 5 до 40, от 7 до 35, от 10 до 30, от 12 до 27, от 15 до 25, от 17 до 22, примерно 20.

В предпочтительных вариантах осуществления соединение формулы II включает тиоглицеринмоностеарат, тиоглицеринмоноолеат, тиоглицериндистеарат или тиоглицериндиолеат. В других вариантах осуществления соединение формулы II включает октадецилтиоглицерин, октадецилтиоглицеринмоностеарат, тиоглицеринмоноолеат.

Тиоглицерины формулы III можно получить по любой подходящей методике. Одной такой методикой является алкилирование тиоглицерина выбранным гидрокарбилбромидом в присутствии основания, например, K2CO3, как показано на схеме I.

Варианты осуществления настоящего изобретения также могут включать альтернативный способ получения таких замещенных тиоглицеринов. Как показано на схеме II, тиоглицерины можно получить по фотохимической реакции выбранного олефина и выбранного тиоглицерина в присутствии каталитического количества 2,2-диметокси-2-фенилацетофенона (ДМФА).

Хотя на схеме II представлена реакция альфа-олефина, варианты осуществления настоящего изобретения не ограничиваются ею. Также можно использовать внутренние олефины. Для специалиста с общей подготовкой в данной области техники очевидно, как выбрать подходящий олефин и получить желательную группу R11 формулы II. Например, если желательной группой R11 является додецил, на схеме II можно использовать 1-додецен. Таким образом, алкены, соответствующие любой группе R11, описанной в настоящем изобретении, также явно описаны в настоящем изобретении, например, в предпочтительных вариантах осуществления R11 может обозначать 1-деценильную, 1-ундеценильную, 2-метил-1-ундецильную, 1-додеценильную, 2-додеценильную, 3-додеценильную, 1-тридеценильную, 11-метил-1-додеценильную, 1-тетрадеценильную, 1-пентадеценильную, 1-гексадеценильную, 1-гептадеценильную, 1-октадеценильную, 1-нонадеценильную или эйкозадецильную группу, содержащий концевую группу ПЭГ алкен и т.п. Предпочтительно, если R11 может обозначать гексадецильную, октадецильную или эйкозадецильную группу, более предпочтительно, если R11 может обозначать октадецильную группу.

Уменьшающая трение композиция может необязательно включать один или большее количество вторичных уменьшающих трение компонентов. Вторичные уменьшающие трение компоненты можно выбрать из группы, включающей гидрокарбил диолы, предпочтительно в которых гидрокарбильная группа выбрана из группы, включающей С1025-алкильные группы, например, октадекан-1-2-диол (описанный в одновременно поданной заявке РСТ , соответствующей USSN: 62/186494, поданной 30 июня 2015 г., под названием "Lubricant compositions and Methods of Making and Using Same", номер дела патентного поверенного 2015ЕМ142); глицеринкарбаматы; например, олеилглицеринкарбамат (описанный в одновременно поданной заявке РСТ , соответствующей USSN: 62/186503, поданной 30 июня 2015 г., под названием "Glycerol Carbamate Based Lubricant compositions and Methods of Making and Using Same", номер дела патентного поверенного 2015ЕМ141); фосфаты и дигидрокарбилгидрофосфиты, например, триолеилоксифосфат; и содержащие полиэтиленгликоль гидрокарбильные простые эфиры фосфатов (описанные в одновременно поданной заявке РСТ , соответствующей USSN: 62/186516, поданной 30 июня 2015 г., под названием "Lubricant compositions Containing Phosphates and/or Phosphites and Methods of Making and Using Same", номер дела патентного поверенного 2015ЕМ144) и некоторые амиды и имидазолиды (описанные в одновременно поданной заявке РСТ , соответствующей USSN: 62/186509, поданной 30 июня 2015 г., под названием "Lubricant compositions and Methods of Making and Using Same", номер дела патентного поверенного 2015ЕМ143), которые во всей своей полноте включены в качестве ссылки, как часть настоящего изобретения.

Подходящие вторичные уменьшающие трение компоненты включают, например, Vikinol™ 18, ColaLube™ 3410, ColaLube™3407 и присадки под торговым названием ColaMid™.

Вторичный уменьшающий трение компонент может содержаться в уменьшающей трение композиции в количестве, составляющем ≥ примерно 5,0 мас. %, например, ≥ примерно 10,0 мас. %, ≥ примерно 15,0 мас. %, ≥ примерно 20,0 мас. %, ≥ примерно 25,0 мас. %, ≥ примерно 30,0 мас. %, ≥ примерно 35,0 мас. %, ≥ примерно 40,0 мас. %, ≥ примерно 45,0 мас. %, ≥ примерно 50,0 мас. %, ≥ примерно 55,0 мас. %, ≥ примерно 60,0 мас. %, ≥ примерно 65,0 мас. %, ≥ примерно 70,0 мас. %, ≥ примерно 75,0 мас. %, ≥ примерно 80,0 мас. %, ≥ примерно 85,0 мас. % или ≥ примерно 90,0 мас. % в пересчете на полную массу уменьшающей трение композиции. Дополнительно или альтернативно, вторичный уменьшающий трение компонент может содержаться в количестве ≤ примерно 95 мас. %, например, ≤ примерно 90,0 мас. %, ≤ примерно 85,0 мас. %, ≤ примерно 80,0 мас. %, ≤ примерно 75,0 мас. %, ≤ примерно 70,0 мас. %, ≤ примерно 65,0 мас. %, ≤ примерно 60,0 мас. %, ≤ примерно 55,0 мас. %, ≤ примерно 50,0 мас. %, ≤ примерно 45,0 мас. %, ≤ примерно 40,0 мас. %, ≤ примерно 35,0 мас. %, ≤ примерно 30,0 мас. %, ≤ примерно 25,0 мас. %, ≤ примерно 20,0 мас. %, ≤ примерно 15,0 мас. % или ≤ примерно 10,0 мас. % в пересчете на полную массу уменьшающей трение композиции. Диапазоны содержания вторичного уменьшающего трение компонента, которые явно раскрыты в настоящем изобретении, включают диапазоны, образованные из любой комбинации перечисленных выше значений, например, от примерно 5,0 до примерно 95,0 мас. %, от примерно 10,0 до примерно 90,0 мас. %, от примерно 15,0 до примерно 85,0 мас. %, от примерно 20,0 до примерно 80,0 мас. %», от примерно 25,0 до примерно 75,0 мас. %, от примерно 30,0 до примерно 70,0 мас. %, от примерно 35,0 до примерно 65,0 мас. %, от примерно 40,0 до примерно 60,0 мас. %, от примерно 45,0 до примерно 55,0 мас. % и т.п.

Способы получения смазывающей композиции

Смазывающие композиции, описанные в настоящем изобретении, можно получить смешиванием уменьшающей трение композиции, описанной выше, и по меньшей мере одной композиции базового масла, содержащей от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас. % воды. Способ может дополнительно включать смешивание композиции базового масла до смешивания с уменьшающим трение агентом. В некоторых вариантах осуществления смесь композиции базового масла и уменьшающего трение агента нагревают во время смешивания, например, в течение 5-48 ч при температуре, равной примерно 30 до примерно 70°С, например, в течение примерно 24 ч при температуре, равной примерно 60°С. В некоторых способах нагревание включает создание в нагревающем сосуде гидростатического давления азота, равного от примерно 30 до примерно 50 фунт-сила/дюйм2. Смешивание проводят при скоростях, равных от примерно 2000 до примерно 5000 об/мин. Перед исследованием и применением смеси обычно охлаждают в течение 10-24 ч до температуры, равной примерно 25°С.

Способы бурения

Смазывающие композиции, описанные в настоящем изобретении, применимы в любом количестве способов бурения. Один типичный способ включает смешивание уменьшающей трение композиции и по меньшей мере одной композиции базового масла, содержащей от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас. % воды; и введение смазывающей композиции в скважину.

Стадия введения может включать закачивание смазывающей композиции в скважину. Закачивание можно проводить непрерывно, т.е. введение постоянного потока смазывающей композиции периодически или прерывисто, т.е. чередование периодов наличия и отсутствия потока смазывающей композиции. Конкретные способы дополнительно включают непрерывное, периодическое или прерывистое введение второго количества уменьшающей трение композиции в смазывающую композицию, уже введенную в скважину. В некоторых способах непрерывное введение уменьшающей трение композиции приводит к суммарному уменьшению количества уменьшающего трение агента, использующегося во время процедуры бурения. Альтернативно, непрерывное введение уменьшающего трение агента может обеспечить более плавное проведение процедуры бурения. Скважина может представлять собой, без наложения ограничений, скважину для добычи нефти, газа или воды, или нагнетательную скважину. Способы могут дополнительно включать одну или большее количество стадий продвижения скважинного инструмента в скважину.

Введенная смазывающая композиция может нагреваться до температуры, имеющейся в скважине, в диапазоне от низкой, равной примерно от 70°С, 80°С, 90°С, 100°С или 125°С, до высокой, равной примерно 170°С, и находиться под давлением, находящимся в диапазоне от давления окружающей среды до высокого, равного примерно 100 бар (10000 кПа), 200 бар (20000 кПа), 300 бар (30000 кПа), 400 бар (40000 кПа), 500 бар (50000 кПа) или 600 бар (60000 кПа). Введенную смазывающую композицию можно использовать, когда компоненты системы обладают скоростью вращения, равной ≤ примерно 1000 об/мин, например, ≤ примерно 800 об/мин, ≤ примерно 700 об/мин и ≥ примерно 0 об/мин, такой как равная от 1 до 1000 об/мин. Введенную смазывающую композицию также можно использовать при минимальной скорости вращения, но вместо этого при продольном перемещении со скоростью равной ≤ 10000 м/ч (метров в час); ≤ 1000 м/ч; ≤ 100; и/или ≤ 10 м/ч.

В одном варианте осуществления скважина проникает в пласт или расположена рядом с пластом. Способы могут дополнительно включать стадию удаления по меньшей мере части смазывающей композиции после стадии введения. Способы могут включать любое количество дополнительных необязательных стадий. Например, некоторые способы включают одну или большее количество из следующих необязательных стадий: монтаж и цементирование обсадных труб в первой скважине; монтаж противовыбросового устройства или смазочного устройства в устье скважины; бурение на расстоянии от скважины второй скважины вплотную к секции первой скважины, чтобы вторая скважина вошла в операционный контакт с первой скважиной; монтаж и цементирование обсадных труб во второй скважине; монтаж противовыбросового устройства или смазочного устройства в устье второй скважины; затем продолжение бурения первой или второй скважины в пласт, причем ту скважину, которую не забуривали в пласт, полностью или частично заполняют раствором и бурильный инструмент помещают в эту скважину и затем эту скважину закрывают, так чтобы позднее был обеспечен доступ к этой скважине, и чтобы бурильный инструмент остался в этой скважин, так чтобы для этого инструмента можно было бы установить соединение с той из первой и второй скважин, в которой продолжается бурение.

Другие необязательные стадии включают одно или большее количество следующих: расчет желательной траектории рассматриваемой скважины относительно опорной скважины; измерение положения рассматриваемой скважины относительно опорной скважины в положении вдоль ствола скважины; расчет реальной траектории рассматриваемой скважины на основании по меньшей мере части измеренного положения рассматриваемой скважины относительно по меньшей мере одной опорной скважины; сопоставление реальной траектории по меньшей мере одной рассматриваемой скважины с желательной траекторией рассматриваемой скважины; и регулирование буровой системы для изменения реальной траектории рассматриваемой скважины на основании по меньшей мере части отклонения реальной траектории рассматриваемой скважины от желательной траектории рассматриваемой скважины.

Экспериментальный раздел

Индекс вязкости определяют по кинематической вязкости в соответствии со стандартом ASTM D2270-10e1.

Кинематическую вязкость определяют в соответствии со стандартом ASTM D445.

Коэффициент трения (CoF) определяют с помощью трибометра типа блок-на-кольце, выпускающегося фирмой CETR, Inc., USA. Блок изготовлен из стали Р110 и кольцо представляет собой азотированное кольцо фирмы Timken, обладающее радиусом, равным 17,5 мм (наружный диаметр равен 35 мм), и шириной, равной 6,35 мм. Блоки механически обрабатывают до конечной шероховатости поверхности, Ra, равной 0,18 мкм. Кольцо обладает шероховатостью поверхности, Ra, равной примерно 0,01 мкм. Кольцо частично погружают в 100 мл исследуемого раствора, так чтобы примерно 10 мл кольца находилось под поверхностью раствора. Блок оказывает нагрузку на кольцо, равную 5,6 кг. Исследование проводят при 25°С. Кольцо вращается со скоростью, равной 25 об/мин, 50 об/мин, 100 об/мин, 250 об/мин, 500 об/мин и 750 об/мин, в течение 4 мин при каждой скорости и получают зависимость Штрибека для раствора. Следует отметить, что на начальные измерения могут значительно повлиять изменения соприкасающихся поверхностей, реакций поверхностно-активных компонентов, увлечение раствора в зону входа инструмента и т.п. Следует соблюдать осторожность, чтобы обеспечить работу в стационарном состоянии до регистрации коэффициента трения. Обычно значение граничного коэффициента в стационарном состоянии получают путем продолжения проведения исследования в течение еще 30 мин при 25 об/мин. Значения граничного коэффициента в стационарном состоянии, приведенные в качестве коэффициента трения, являются результатами, приведенными в настоящем изобретении.

Момент вращения: Операции бурения могут ограничиваться вследствие предельных значений момента вращения буровой установки. Ограничения могут быть обусловлены максимальным моментом вращения, который может создать привод, и/или максимальным моментом вращения, которое может выдержать бурильная колонна до разрушения металла; поэтому такие ограничения различны для разных буровых установок вследствие различий использующихся приводов и/или бурильных колонн. Момент вращения можно измерить с помощью специального устройства (например, датчика Torque Sub) и/или путем измерения потребление электроэнергии приводом. Обычно операции бурения проводят с составляющим по меньшей мере 10% пределом безопасности между моментом вращения и предельным значением момента вращения. Если значение момента вращения близко к значению, считающемуся приемлемым, или превышает его, это ограничивает длину ствола скважины, которая достижима. Для уменьшения момента вращения можно ввести изменения в режим работы, например, уменьшить скорость проходки (скорость продвижения при бурении), удалить из ствола скважины измельченную выбуренную породу, вынуть бурильную колонну из ствола скважины и заменить/обновить изношенные компоненты и/или уменьшить количество твердой фазы малой плотности (измельченной выбуренной породы) в циркулирующей композиции базового масла. Эти стадии для уменьшения момента вращения могут быть дорогостоящими или продолжительными и могут принести мало пользы. Поэтому применение уменьшающей трение присадки благоприятно для уменьшения момента вращения, чтобы увеличить скорость проходки и/или обеспечить более значительную длину ствола скважины.

Пример 1

В примере 1 к композиции базового масла, содержащей примерно 210 г Escaid™ 110, добавляют примерно 8,0 г VG Plus™ и примерно 7 г извести и перемешивают в течение примерно 5 мин. К полученной смеси после перемешивания в течение еще примерно 5 мин добавляют примерно 9,0 г MegaMul™. Примерно 18,5 г хлорида кальция смешивают с примерно 50 мл воды и добавляют к смеси, затем добавляют примерно 225 г утяжелителя барита. Комбинацию перемешивают в течение примерно 10 мин и затем добавляют примерно 6,0 г Versitrol М™ и после этого перемешивания в течение еще 5 мин. Затем добавляют примерно 45,0 г Rev Dust™ и затем перемешивают в течение 10 мин. Композицию базового масла подвергают тепловому состариванию в течение примерно 16 ч при температуре, равной примерно 120°С. Коэффициент трения (CoF) композиции базового масла измеряют в качестве исходного значения и он приведен в таблице I.

Пример 2

В примере 2 в основном повторяют пример 1 с тем отличием, что композиция содержит примерно 97 мас. % композиции примера 1 и примерно 3 мас. % обычного уменьшающего трение агента, выпускающегося под торговым названием Ultralube II фирмой Integrity Industries, Inc., Kingsville, TX, USA. Смесь закрывают и при перемешивании нагревают примерно до 60°С в течение примерно 60 мин. Образец охлаждают до температуры, равной примерно 25°С, в течение 16 ч. Охлажденный образец перемешивают в течение примерно 30 мин примерно при 4000 об/мин. Измеряют коэффициент трения (CoF) образца и он приведен в таблице I.

Пример 3

В примере 3 в основном повторяют пример 2 с тем отличием, что композиция содержит примерно 97 мас. % композиции примера 1 и примерно 3 мас. % октадецилтиоглицерина. Коэффициент трения (CoF) композиции базового масла и композиции присадок приведены в таблице I.

Пример 4

В примере 4 в основном повторяют пример 2 с тем отличием, что композиция содержит примерно 97 мас. % композиции примера 1 и примерно 3 мас. % глицеринмоностеарата. Коэффициент трения (CoF) композиции базового масла и композиции присадок приведены в таблице.

* Относительный CoF по сравнению со значением для примера 1.

** Уменьшение CoF, %=1 - Относительный CoF.

Конкретные варианты осуществления

Настоящее изобретение также относится к:

Вариант осуществления 1. Смазывающая композиция, подходящая для применения в операциях бурения, содержащая:

a) примерно от 90,0 до 99,0 мас. % по меньшей мере одной композиции базового масла, композиция базового масла содержит от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас. % воды, и

b) от примерно 1,0 до примерно 10,0 мас. % уменьшающей трение композиции, включающей: по меньшей мере одно соединение, описывающееся формулой I:

в которой каждый из R1, R2, R3, R4 и R5 выбран из группы, включающей Н, разветвленные или неразветвленные, замещенные или незамещенные С150-гидрокарбильные группы;

Т выбран из группы, включающей группы О, S и С(O)O; и

X выбран из группы, включающей Н, разветвленные или неразветвленные, замещенные или незамещенные С150-гидрокарбильные группы, ацильные группы, описывающиеся формулой R*C(O)-, в которой R* обозначает разветвленную или неразветвленную, замещенную или незамещенную С150-гидрокарбильную группу, сложноэфирную группу, описывающуюся формулой R''С(O)O-, в которой R'' обозначает разветвленную или неразветвленную, замещенную или незамещенную С150-гидрокарбильную группу, металл групп 1-2, группы NR4+ и PR4+, в которых каждая группа R независимо выбрана из группы, включающей Н и гидрокарбильные группы.

Вариант осуществления 2. Композиция, соответствующая варианту осуществления 1, в которой Т обозначает С(O)O и R1 выбран из группы, включающей С1030-гидрокарбильные группы.

Вариант осуществления 3. Композиция, соответствующая варианту осуществления 1, в которой Т обозначает С(O)O и R1 выбран из группы, включающей н-додецильную (лаурильную), н-тетрадецильную (миристильную), н-гексадецильную (пальмитильную), н-октадецильную (стеарильную), н-9-октадеценильную (олеильную) и н-эйкозенильную группы.

Вариант осуществления 4. Композиция, соответствующая варианту осуществления 1, в которой Т обозначает С(O)O или С(О) и R1 и по меньшей мере один X выбраны из группы, включающей н-додецильную (лаурильную), н-тетрадецильную (миристильную), н-гексадецильную (пальмитильную), н-октадецильную (стеарильную), н-9-октадеценильную (олеильную) и н-эйкозенильную группы, в которой R1 и по меньшей мере один X могут быть одинаковыми или разными.

Вариант осуществления 5. Композиция, соответствующая варианту осуществления 1, в которой Т обозначает С(O)O и R1 выбран из группы, включающей н-додецильную (лаурильную), н-тетрадецильную (миристильную), н-гексадецильную (пальмитильную), н-октадецильную (стеарильную), н-9-октадеценильную (олеильную) и н-эйкозенильную группы, и по меньшей мере один X обозначает Н.

Вариант осуществления 6. Композиция, соответствующая варианту осуществления 1, в которой соединение формулы I выбрано из группы, включающей глицеринмоностеарат, глицеринмоноолеат, глицериндистеарат и глицериндиолеат.

Вариант осуществления 7. Композиция, соответствующая варианту осуществления 1, в которой Т обозначает О или S и R1 выбран из группы, включающей С1030-гидрокарбильные группы.

Вариант осуществления 8. Композиция, соответствующая варианту осуществления 1, в которой Т обозначает О или S и R1 выбран из группы, включающей н-додецильную (лаурильную), н-тетрадецильную (миристильную), н-гексадецильную (пальмитильную), н-октадецильную (стеарильную), н-9-октадеценильную (олеильную) и н-эйкозенильную группы.

Вариант осуществления 9. Композиция, соответствующая варианту осуществления 1, в которой Т обозначает О или S и R1 и по меньшей мере один X выбран из группы, включающей н-додецильную (лаурильную), н-тетрадецильную (миристильную), н-гексадецильную (пальмитильную), н-октадецильную (стеарильную), н-9-октадеценильную (олеильную) и н-эйкозенильную группы, в которой R1 и по меньшей мере один X могут быть одинаковыми или разными.

Вариант осуществления 10. Композиция, соответствующая варианту осуществления 1, в которой Т обозначает О или S и R1 выбран из группы, включающей н-додецильную (лаурильную), н-тетрадецильную (миристильную), н-гексадецильную (пальмитильную), н-октадецильную (стеарильную), н-9-октадеценильную (олеильную) и н-эйкозенильную группы, и по меньшей мере один X обозначает Н.

Вариант осуществления 11. Композиция, соответствующая варианту осуществления 11, в которой соединение формулы I выбрано из группы, включающей глицеринмоностеарат, глицеринмоноолеат, глицериндистеарат и глицериндиолеат.

Вариант осуществления 12. Способ получения смазывающей композиции, подходящей для применения в операциях бурения, включающий: а) предоставление по меньшей мере одной композиции базового масла, композиция базового масла содержит от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас. % воды, и

объединение от примерно 90,0 до примерно 99,0 мас. % композиции базового масла с составляющим от примерно 1,0 до примерно 10,0 мас. % количеством уменьшающей трение композиции, соответствующей любому из вариантов осуществления 1-11.

Вариант осуществления 13. Смазывающая композиция, подходящая для применения в операциях бурения, полученная способом, включающим:

a) предоставление по меньшей мере одной композиции базового масла, композиция базового масла содержит от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас. % воды, и

b) объединение композиции базового масла со уменьшающей трение композицией, соответствующей любому из вариантов осуществления 1-11, для обеспечения концентрации уменьшающего трение агента, равной от примерно 1,0 до примерно 10,0 мас. % в пересчете на массу композиции базового масла и уменьшающей трение композиции.

Вариант осуществления 14. Способ бурения ствола скважины, включающий:

a) введение в ствол скважины по меньшей мере одной композиции базового масла, композиция базового масла содержит от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас. % воды, и

b) введение в ствол скважины уменьшающей трение композиции, соответствующей любому из вариантов осуществления 1-11, для обеспечения концентрации уменьшающего трение агента, равной от примерно 1,0 до примерно 10,0 мас. % в пересчете на массу композиции базового масла и уменьшающей трение композиции.

Вариант осуществления 15. Способ предоставления смазывающей композиции для операции бурения, включающий:

a) предоставление для указанной операции бурения по меньшей мере одной композиции базового масла, композиция базового масла содержит от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас. % воды,

b) проведение указанной операции бурения с указанной композицией базового масла в течение некоторого времени, и

c) добавление к операции бурения уменьшающей трение композиции, соответствующей любому из вариантов осуществления 1-11.

Вариант осуществления 16. Способ, соответствующий варианту осуществления 15, в котором добавление уменьшающей трение композиции включает добавление уменьшающей трение композиции в количестве, достаточном для обеспечения концентрации уменьшающей трение присадки в смазывающей композиции, равной от примерно 0,5% до примерно 10,0 мас. %, после истечения периода времени, равного примерно от 3 ч до 40 дней.

Вариант осуществления 17. Способ, соответствующий варианту осуществления 15, в котором указанная операция бурения включает одно или большее количество из следующих: введение бурильной колонны; введение гибкой трубы; введение обсадной трубы; введение сеток; введение инструментов для очистки, гидроразрыва и перфорирования; вращение бурильной колонны; продвижение вперед ствола скважины; извлечение бурильной колонны; и извлечение гибкой трубы.

Вариант осуществления 18. Способ, соответствующий варианту осуществления 15, в котором добавление уменьшающей трение композиции включает прерывистое добавление уменьшающей трение композиции для поддержания желательного момента вращения.

Вариант осуществления 19. Способ, соответствующий варианту осуществления 15, в котором указанная операция бурения характеризуется моментом вращения, составляющим < 95%, предпочтительно < 90%, более предпочтительно менее 85%, наиболее предпочтительно менее 80% от момента вращения при проведении такой же операции бурения с композицией базового масла, в которой не содержится уменьшающая трение композиция, предпочтительно в котором момент вращения.

Вариант осуществления 20. Способ бурения ствола скважины, включающий введение в ствол скважины смазывающей композиции, соответствующей любому из вариантов осуществления 1-11.

Вариант осуществления 21. Способ добычи углеводородов, включающий введение в ствол скважины смазывающей композиции, соответствующей любому из вариантов осуществления 1-11.

Вариант осуществления 22. Способ получения тиоглицерина, включающий проведение фотохимической реакции алкена и предшественника тиоглицерина в присутствии катализатора с получением реакционной смеси, включающей соединение, описывающееся формулой III:

каждый R2-R5 может быть выбран из группы, включающей Н и разветвленные или неразветвленные, замещенные или незамещенные С150-гидрокарбильные группы; и каждый X может быть независимо выбран из группы, включающей Н, разветвленные или неразветвленные, замещенные или незамещенные С150-гидрокарбильные группы, ацильные группы, описывающиеся формулой RC(O)-, в которой R может обозначать разветвленную или неразветвленную, замещенную или незамещенную С150-гидрокарбильную группу, сложноэфирную группу, описывающуюся формулой RC(O)O-, в которой R может обозначать разветвленную или неразветвленную, замещенную или незамещенную C1-C50-гидрокарбильную группу, металлы групп I-II, группы NR4+ и PR4+, в которых каждая группа R независимо выбрана из группы, включающей Н и гидрокарбильные группы. R11 может быть таким, как описано для R1 в формуле I. В предпочтительных вариантах осуществления R11 может обозначать децильную, ундецильную, додецильную, 2-метил-1-ундецильную, тридецильную, тетрадецильную, пентадецильную, гексадецильную, гептадецильную, октадецильную, нонадецильную или эйкозадецильную группу, предпочтительно, если R11 может обозначать гексадецильную, октадецильную или эйкозадецильную группу, более предпочтительно, если R11 может обозначать октадецильную группу.

Вариант осуществления 23. Способ, соответствующий варианту осуществления 22, в котором катализатор включает 2,2-диалкокси-2-фенилацетофенон, предпочтительно 2,2-диметокси-2-фенилацетофенон.

Вариант осуществления 24. Способ, соответствующий варианту осуществления 22 или 23, в котором алкен выбран из группы, включающей C1-C50-алкены, например, C1-C30- и С125-, С120-, С525-, С520-, С515-, С510-, С1030-, С1025-, С1020- и С1525-алкены, например, 1-деценильную, 1-ундеценильную, 2-метил-1-ундецильную, 1-додеценильную, 2-додеценильную, 3-додеценильную, 1-тридеценильную, 11-метил-1-додеценильную, 1-тетрадеценильную, 1-пентадеценильную, 1-гексадеценильную, 1-гептадеценильную, 1-октадеценильную, 1-нонадеценильную или эйкозадецильную группу, и содержащие концевую группу ПЭГ алкены.

Вариант осуществления 25. Способ, соответствующий варианту осуществления 22 или 23, в котором R11 обозначает Н, предпочтительно в котором по меньшей мере один X обозначает Н, более предпочтительно в котором каждый X обозначает Н.

Вариант осуществления 26. Способ, соответствующий варианту осуществления 22 или 23, в котором фотохимической реакции алкена и предшественника тиоглицерина включает фотохимическую реакцию алкена и тиоглицерина в присутствии алифатической жидкости, предпочтительно парафиновой жидкости.

Вариант осуществления 27. Способ, соответствующий вариантам осуществления 22 или 23, в котором фотохимической реакции алкена и предшественника тиоглицерина включает воздействие излучения, обладающего длиной волны, равной примерно 365 нм.

Как показано выше, варианты осуществления настоящего изобретения относятся к новым смазывающим композициям, которые можно использовать в различных операциях смазывания, например, при удлинении ствола скважины, заканчивании скважины и т.п. Новые смазывающие композиции могут обладать одним или большим количеством из следующих преимуществ. Например, композиции могут характеризоваться меньшим коэффициентом трения, чем известные в настоящее время композиции, и тем самым облегчают обеспечение ранее недостижимых более длинных стволов скважин, в некоторых случаях композиции могут обладать более значительными сроком службы или стойкостью в среде, в которой проводят бурение. Некоторые композиции, описанные в настоящем изобретении, могут обеспечить проведение операции бурения при меньшем моменте вращения и/или суммарном коэффициенте трения. (Также называющимся полным коэффициентом трения). Полный коэффициент трения для данной операции бурения является составным фактором, в котором объединены несколько факторов, характерных для данной скважины, операции бурения и момента времени для данной скважины по мере ее бурения, когда изменяется ствол скважины. Полный коэффициент трения описан в публикациях "Friction Factor Model and Interpretation of Real Time Data (Thesis)", Christine Frafjord, Petroleum Geoscience and Engineering, Department of Petroleum Engineering and Applied Geophysics, Norwegian Univ. of Sci. and Tech., May 2013; "Improvement of Torque-and-Drag Modeling in Long-Reach Wells", Seyed Ahmad Mirhaj, Eirik Kaarstad, Bernt S. Aadnoy, Modern Applied Sci., Vol .5, No. 5; October 2011, 10 ISSN 1913-1844 E-ISSN 1913-1852; "Real Time Torque and Drag Analysis during Directional Drilling (Thesis)", Mohammad Fazaelizadeh, Univ. of Calgary, Dept. of Chemical and Petroleum Engineering, Calgary, Alberta, CA, March, 2013, которые во всей своей полноте включены в настоящее изобретение в качестве ссылки. Момент вращения и полный коэффициент трения оба являются мерой нагрузки на оборудование при проведении операции. Уменьшение одного или большего количества этих величин может обеспечить более длительное улучшение любой характеристики, на которую вредно влияют более значительные значения, например, обеспечивают более длинные стволы скважин, более длительные периоды эксплуатации между периодами технического обслуживания, более значительную эффективность и т.п. Другие характеристики и дополнительные преимущества очевидны для специалистов в данной области техники.

Предполагается, что некоторая уменьшающая трение композиция неожиданно взаимодействует с металлом, например, с поверхностями железа в среде, в которой проводят бурение. Предполагалось, что уменьшение коэффициента трения в режиме смазки граничными слоями связано с количеством уменьшающей трение композиции, которое может адсорбироваться на поверхностях железа (т.е. количество микромолей уменьшающей трение композиции, которое может адсорбироваться в пересчете на 1 м2 поверхности железа). Согласно изобретению неожиданно было установлено, что более значительное уменьшение коэффициента трения в режиме смазки граничными слоями можно обеспечить путем выбора уменьшающей трение композиции не на основе адсорбционной емкости, а на основе свободной энергии адсорбции, ΔG°abs. При надлежащем выборе уменьшающей трение композиции, так чтобы она обладала свободной энергией адсорбции (измеренной при температуре и давлении окружающей среды) на железе, равной ≤ примерно -18,0 кДж/моль, например, ≤ примерно -20,0 кДж/моль, ≤ примерно -22,0 кДж/моль, ≤ примерно -24,0 кДж/моль, ≤ примерно -26,0 кДж/моль, ≤ примерно -28,0 кДж/моль, ≤ примерно -30,0 кДж/моль, ≤ примерно -35,0 кДж/моль, наблюдается более значительное уменьшение коэффициента трения в режиме смазки граничными слоями. Предпочтительные композиции обладают свободной энергией адсорбции, равной примерно -18,0 до примерно -35,0 кДж/моль, от примерно -20,0 до примерно -30,0 кДж/моль, от примерно -22,0 до примерно -28,0 кДж/моль, от примерно -24,0 до примерно -26,0 кДж/моль. В таких случаях может потребоваться меньшее количество уменьшающей трение композиции, чем предполагали ранее.

Все цитированные документы полностью включены в настоящее изобретение в качестве ссылки для всех юрисдикций, для которых возможно такое включение, и в такой степени, в которой такое раскрытие согласуется с описанием в настоящем изобретении.

Все документы, описанные в настоящем изобретении, включены в настоящее изобретение в качестве ссылки для целей всех юрисдикций, для которых допустима такая практика, включая все документы о приоритете и/или методики исследования, в степени, в которой они не противоречат настоящему тексту. Как очевидно из приведенного выше общего описания и конкретных вариантов осуществления, хотя проиллюстрированы и описаны формы настоящего изобретения, без отклонения от сущности и объема настоящего изобретения в него можно внести различные изменения. Соответственно, не предполагается, что настоящее изобретение не ограничивается ими. Например, композиции, описанные в настоящем изобретении, могут не содержать любой компонент или композицию, явно не указанную или не раскрытую в настоящем изобретении. Любой способ может не включать любую стадию, не указанную или не раскрытую в настоящем изобретении. Аналогичным образом, термин "состоящий" считается синонимом термина "включающий". И в случае, если после способа, композиции, элемента или группы элементов находится переходное выражение "состоящий", подразумевается такая же композиция или группа элементов с переходными выражениями "состоящий в основном из", "состоящий из", "выбран из группы, включающей" или "является", находящимися перед указанием на композицию, элемент или элементы, и наоборот.

1. Смазывающая композиция, подходящая для применения в операциях бурения, содержащая:

a) примерно от 90,0 до 99,0 мас.% по меньшей мере одной композиции базового масла, композиция базового масла содержит от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас.% воды, и

b) от примерно 1,0 до примерно 10,0 мас.% уменьшающей трение композиции, включающей по меньшей мере одно соединение, описывающееся формулой I:

в которой каждый из R1, R2, R3, R4 и R5 выбран из группы, включающей H и разветвленные или неразветвленные, замещенные или незамещенные C1-C50-гидрокарбильные группы;

T выбран из группы, включающей группы O, S и C(O)O; и

X выбран из группы, включающей H, разветвленные или неразветвленные, замещенные или незамещенные C1-C50-гидрокарбильные группы, ацильные группы, описывающиеся формулой R*C(O)-, в которой R* может обозначать разветвленную или неразветвленную, замещенную или незамещенную C1-C50-гидрокарбильную группу, сложноэфирную группу, описывающуюся формулой R'C(O)O-, в которой R' обозначает разветвленную или неразветвленную, замещенную или незамещенную C1-C50-гидрокарбильную группу, металл групп 1-2, группу NR4+ или PR4+, в которых каждая группа R независимо выбрана из группы, включающей H и гидрокарбильные группы.

2. Композиция по п. 1, в которой T обозначает O или S и R1 выбран из группы, включающей C10-C30-гидрокарбильные группы.

3. Композиция по п. 1, в которой T обозначает C(O)O и R1 выбран из группы, включающей н-додецильную (лаурильную), н-тетрадецильную (миристильную), н-гексадецильную (пальмитильную), н-октадецильную (стеарильную), н-9-октадеценильную (олеильную) и н-эйкозенильную группы, и по меньшей мере один X обозначает H.

4. Композиция по п. 1, в которой соединение формулы I выбрано из группы, включающей глицеринмоностеарат, глицеринмоноолеат, глицериндистеарат и глицериндиолеат.

5. Композиция по п. 1, в которой T обозначает O или S и R1 выбран из группы, включающей н-додецильную (лаурильную), н-тетрадецильную (миристильную), н-гексадецильную (пальмитильную), н-октадецильную (стеарильную), н-9-октадеценильную (олеильную) и н-эйкозенильную группы.

6. Композиция по п. 1, в которой T обозначает O или S и R1 и по меньшей мере один X выбраны из группы, включающей н-додецильную (лаурильную), н-тетрадецильную (миристильную), н-гексадецильную (пальмитильную), н-октадецильную (стеарильную), н-9-октадеценильную (олеильную) и н-эйкозенильную группы, в которой R1 и по меньшей мере один X могут быть одинаковыми или разными.

7. Композиция по п. 1, в которой T обозначает O или S и R1 выбран из группы, включающей н-додецильную (лаурильную), н-тетрадецильную (миристильную), н-гексадецильную (пальмитильную), н-октадецильную (стеарильную), н-9-октадеценильную (олеильную) и н-эйкозенильную группы, и по меньшей мере один X обозначает H.

8. Способ получения смазывающей композиции, подходящей для применения в операциях бурения, включающий:

a) предоставление по меньшей мере одной композиции базового масла, композиция базового масла содержит от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас.% воды, и

b) объединение от примерно 90,0 до примерно 99,0 мас.% композиции базового масла с составляющим от примерно 1,0 до примерно 10,0 мас.% количеством уменьшающей трение композиции, включающей по меньшей мере одно соединение, описывающееся формулой I:

в которой каждый из R1, R2, R3, R4 и R5 выбран из группы, включающей H и разветвленные или неразветвленные, замещенные или незамещенные C1-C50-гидрокарбильные группы;

T выбран из группы, включающей группы O, S и C(O)O; и

X выбран из группы, включающей H, разветвленные или неразветвленные, замещенные или незамещенные C1-C50-гидрокарбильные группы, ацильные группы, описывающиеся формулой R*C(O)-, в которой R* может обозначать разветвленную или неразветвленную, замещенную или незамещенную C1-C50-гидрокарбильную группу, сложноэфирную группу, описывающуюся формулой R'C(O)O-, в которой R' обозначает разветвленную или неразветвленную, замещенную или незамещенную C1-C50-гидрокарбильную группу, металл групп 1-2, группу NR4+ или PR4+, в которых каждая группа R независимо выбрана из группы, включающей H и гидрокарбильные группы.

9. Способ бурения ствола скважины, включающий:

a) введение в ствол скважины по меньшей мере одной композиции базового масла, композиция базового масла содержит от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас.% воды, и

b) введение в ствол скважины уменьшающей трение композиции, включающей по меньшей мере одно соединение, описывающееся формулой I:

в которой каждый из R1, R2, R3, R4 и R5 выбран из группы, включающей H и разветвленные или неразветвленные, замещенные или незамещенные C1-C50-гидрокарбильные группы;

T выбран из группы, включающей группы O, S и C(O)O; и

X выбран из группы, включающей H, разветвленные или неразветвленные, замещенные или незамещенные C1-C50-гидрокарбильные группы, ацильные группы, описывающиеся формулой R*C(O)-, в которой R* может обозначать разветвленную или неразветвленную, замещенную или незамещенную C1-C50-гидрокарбильную группу, сложноэфирную группу, описывающуюся формулой R'C(O)O-, в которой R' обозначает разветвленную или неразветвленную, замещенную или незамещенную C1-C50-гидрокарбильную группу, металл групп 1-2, группу NR4+или PR4+, в которых каждая группа R независимо выбрана из группы, включающей H и гидрокарбильные группы, для обеспечения концентрации уменьшающего трение агента, равной от примерно 1,0 до примерно 10,0 мас.% в пересчете на массу композиции базового масла и уменьшающей трение композиции.

10. Способ предоставления смазывающей композиции для операции бурения, включающий:

a) предоставление для указанной операции бурения по меньшей мере одной композиции базового масла, композиция базового масла содержит от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас.% воды,

b) проведение указанной операции бурения с указанной композицией базового масла в течение некоторого времени и

c) добавление к операции бурения уменьшающей трение композиции, включающей по меньшей мере одно соединение, описывающееся формулой I:

в которой каждый из R1, R2, R3, R4 и R5 выбран из группы, включающей H и разветвленные или неразветвленные, замещенные или незамещенные C1-C50-гидрокарбильные группы;

T выбран из группы, включающей группы O, S и C(O)O; и

X выбран из группы, включающей H, разветвленные или неразветвленные, замещенные или незамещенные C1-C50-гидрокарбильные группы, ацильные группы, описывающиеся формулой R*C(O)-, в которой R* может обозначать разветвленную или неразветвленную, замещенную или незамещенную C1-C50-гидрокарбильную группу, сложноэфирную группу, описывающуюся формулой R'C(O)O-, в которой R' обозначает разветвленную или неразветвленную, замещенную или незамещенную C1-C50-гидрокарбильную группу, металл групп 1-2, группу NR4+ или PR4+, в которых каждая группа R независимо выбрана из группы, включающей H и гидрокарбильные группы.

11. Способ по п. 10, в котором добавление уменьшающей трение композиции включает добавление уменьшающей трение композиции в количестве, достаточном для обеспечения концентрации уменьшающей трение композиции в смазывающей композиции, равной от примерно 0,5 до примерно 10,0 мас.%, после истечения периода времени, равного примерно от 3 ч до 180 дней.

12. Способ по п. 10 или 11, в котором указанная операция бурения включает одно или большее количество из следующих: введение бурильной колонны; введение гибкой трубы; введение обсадной трубы; введение сеток; введение инструментов для очистки, гидроразрыва и перфорирования; вращение бурильной колонны; продвижение вперед ствола скважины; извлечение бурильной колонны и/или извлечение гибкой трубы.

13. Способ по любому из пп. 10-12, в котором добавление уменьшающей трение композиции включает прерывистое добавление уменьшающей трение композиции для поддержания желательного момента вращения.

14. Способ по любому из пп. 10-13, в котором указанная операция бурения характеризуется моментом вращения, составляющим менее 95% от момента вращения при проведении такой же операции бурения с композицией базового масла, в которой не содержится уменьшающая трение композиция.

15. Способ бурения ствола скважины, включающий введение в ствол скважины смазывающей композиции по любому из пп. 1-7.

16. Способ добычи углеводородов, включающий введение в ствол скважины смазывающей композиции по любому из пп. 1-7.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов. Технический результат - обеспечение возможности подземного облагораживания нефти с целью повышения эффективности нефтеотдачи карбонатных коллекторов, необратимое снижение вязкости тяжелой нефти и природных битумов, снижение доли тяжелых фракций и увеличение доли легких фракций тяжелой нефти и природных битумов.
Изобретение относится к области добычи углеводородов, а именно к составам и способам для обработки подземной формации. Понижающий трение раствор для обработки приствольной зоны, содержащий воду, 100 от 500000 ч./млн.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к увеличению степени извлечения нефти из выработанных месторождений. Способ включает закачивание в призабойную зону скважин восстановительного состава, содержащего нитрат аммония, формальдегид, катализатор окисления простейших алифатических спиртов метанол, или этанол, или изопропанол и перекись водорода, содержащую ингибитор разложения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам для регулирования охвата нефтяных пластов заводнением и ограничения притока прорывного газа или попутно добываемой воды, и может найти применение при разработке нефтяных залежей, разрабатываемых с поддержанием пластового давления путем закачки воды или других агентов (газов и воздуха).

Настоящее изобретение относится к частицам гидрогеля, включающим ингибитор газовых гидратов, и способу их применения в нефтедобыче. Гидрогелевый ингибитор газовых гидратов включает по меньшей мере одну частицу полимерного гидрогеля с содержанием гидрогеля от 50 до 100%, при этом содержимое гидрогеля включает ингибитор, выбранный из группы, состоящей из по меньшей мере одного термодинамического ингибитора гидратов, по меньшей мере одного кинетического ингибитора гидратов или их комбинации, при этом частицы полимерного гидрогеля имеют средний диаметр 10-2000 мкм.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Изобретения относятся к системам и способам для интенсификации или улучшения добычи нефти при применении смешивающегося растворителя. Способ интенсификации или улучшения добычи нефти, включающий закачивание смешивающейся нагнетаемой текучей среды через нагнетательную скважину в углеводородсодержащий пластовый резервуар, чтобы вытеснить углеводороды, где смешивающаяся нагнетаемая текучая среда содержит нефракционированную углеводородную смесь, являющуюся смешиваемой с углеводородами в углеводородсодержащем пластовом резервуаре, и представляет собой побочный продукт конденсирования и деметанизации углеводородных потоков, причем из потока углеводорода с температурами плавления ниже примерно 0 градусов по Фаренгейту (°F) (-18°C), и нефракционированная углеводородная смесь содержит по меньшей мере этан, пропан, бутан, изобутан, пентан и менее чем 1%, по объему жидкости, метана, закачивание текучей среды для регулирования подвижности через нагнетательную скважину в углеводородсодержащий пласт, чтобы сдерживать подвижность смешивающейся нагнетаемой текучей среды от нагнетательной скважины к эксплуатационной скважине, и получение вытесненных углеводородов через эксплуатационную скважину.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к области добычи углеводородов, точнее к ограничению притока воды в добывающие скважины. Порошковая композиция для ограничения водопритоков в добывающих скважинах, содержащая гранулы модифицированного ионизирующим излучением гидролизованного полиакриламида и соль трехвалентного металла, представляет собой однородную смесь гранул размером 0.05-2 мм и текучесть не менее 20% от объемной текучести кварцевого песка, причем композиция содержит, мас.%: гранулы основного сульфата хрома 1-5 и гранулы полиакриламида, модифицированного ионизирующим излучением дозой 1-12 кГр в составе композиции, - остальное.

Изобретение относится к композиции и способам для разжижения замедленного действия в отношении гелей вязкоупругих поверхностно-активных веществ внутри подземных пластов.
Изобретение относится к области добычи углеводородов, а именно к составам и способам для обработки подземной формации. Понижающий трение раствор для обработки приствольной зоны, содержащий воду, 100 от 500000 ч./млн.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при проектировании и контроле разработки нефтяных залежей. Согласно способу по данным геофизических исследований в скважинах и лабораторных исследований определяют пористость, вязкость агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективную нефтенасыщенную толщину вскрытого скважиной пласта, начальное пластовое давление по всем объектам разработки тектонической структуры.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению продуктивности скважин и интенсификации добычи нефти.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к увеличению степени извлечения нефти из выработанных месторождений. Способ включает закачивание в призабойную зону скважин восстановительного состава, содержащего нитрат аммония, формальдегид, катализатор окисления простейших алифатических спиртов метанол, или этанол, или изопропанол и перекись водорода, содержащую ингибитор разложения.
Изобретение относится к эксплуатации подземных хранилищ природного газа, созданных в водоносном пласте или в истощенных газовых пластах с активной краевой водой. Технический результат – повышение эффективности эксплуатации подземного газохранилища.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам для регулирования охвата нефтяных пластов заводнением и ограничения притока прорывного газа или попутно добываемой воды, и может найти применение при разработке нефтяных залежей, разрабатываемых с поддержанием пластового давления путем закачки воды или других агентов (газов и воздуха).

Группа изобретений относится к области извлечения ресурсов из подземных резервуаров путем закачивания жидкостей и газов в эти резервуары. Технический результат – повышение эффективности извлечения ресурсов и надежности используемых систем.

Настоящее изобретение относится к частицам гидрогеля, включающим ингибитор газовых гидратов, и способу их применения в нефтедобыче. Гидрогелевый ингибитор газовых гидратов включает по меньшей мере одну частицу полимерного гидрогеля с содержанием гидрогеля от 50 до 100%, при этом содержимое гидрогеля включает ингибитор, выбранный из группы, состоящей из по меньшей мере одного термодинамического ингибитора гидратов, по меньшей мере одного кинетического ингибитора гидратов или их комбинации, при этом частицы полимерного гидрогеля имеют средний диаметр 10-2000 мкм.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к системам нефтепромыслового обустройства при разработке месторождений тяжёлой нефти и природного битума.
Изобретение относится к способам добычи трудноизвлекаемых запасов нефти газового конденсата. Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину, включающий закачку двух оторочек до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину, закачку диоксида углерода с последующим периодом пропитки диоксидом углерода и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины при реализации газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях: при температуре более Ткрит=31,1°С и давлении более Ркрит=7,38 МПа, перед закачкой диоксида углерода в скважину закачивают первую оторочку углеводородного мицеллярного раствора в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора; затем закачивают диоксид углерода при вышеуказанных условиях, и перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку, содержащую углеводородный мицеллярный раствор и дополнительно регулятор фазовой проницаемости газа и пенообразователь, в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора, после чего скважину закрывают на период пропитки с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины, причем количество циклов закачки в указанной последовательности в добывающую скважину составляет не менее 1, при этом первая оторочка углеводородного мицеллярного раствора содержит по крайней мере одно из: мас.%, готовую смесь вторичных ациклических предельных и непредельных и ароматических углеводородов общей формулы С6-С18 или композицию «Дельта АСПГО», содержащую смесь вышеуказанных углеводородов, 70-80, и водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9-12 20-30, а вторая оторочка содержит по крайней мере одно из: мас.%, готовую смесь вторичных ациклических предельных и непредельных и ароматических углеводородов общей формулы С6-С18 или композицию «Дельта АСПГО», содержащую смесь вышеуказанных углеводородов, 60-70, водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9-12 10-20; регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере один из маслорастворимых полимеров указанных марок: Реапон, Дипроксамин-157, FLO XL, Necadd-447, ТурбулентМастер 8010 5-10 и пенообразователь марки ПО-РЗФ (6%) 5-20.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, в частности к спуску обсадных колонн в сложных горно-геологических условиях.

Настоящее изобретение относится к смазывающим композициям, применяемым в операциях бурения. Смазывающая композиция, подходящая для применения в операциях бурения, содержащая примерно от 90,0 до 99,0 мас. по меньшей мере одной композиции базового масла, композиция базового масла содержит от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас. воды, и от примерно 1,0 до примерно 10,0 мас. уменьшающей трение композиции, включающей по меньшей мере одно соединение, описывающееся приведенной формулой. Способ получения указанной выше смазывающей композиции, подходящей для применения в операциях бурения. Способ бурения ствола скважины, включающий введение в ствол скважины по меньшей мере одной композиции базового масла, композиция базового масла содержит от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас. воды, и введение в ствол скважины указанной выше уменьшающей трение композиции для обеспечения концентрации уменьшающего трение агента, равной от примерно 1,0 до примерно 10,0 мас. в пересчете на массу композиции базового масла и уменьшающей трение композиции. Способ предоставления смазывающей композиции для операции бурения, включающий предоставление для указанной операции бурения по меньшей мере одной композиции базового масла, композиция базового масла содержит от примерно 1,0 до примерно 15,0 мас. воды, проведение указанной операции бурения с указанной композицией базового масла в течение некоторого времени и добавление к операции бурения указанной выше уменьшающей трение композиции. Способ бурения ствола скважины, включающий введение в ствол скважины указанной выше смазывающей композиции. Способ добычи углеводородов, включающий введение в ствол скважины указанной выше смазывающей композиции. Технический результат - снижение потерь вследствие трения. 6 н. и 10 з.п. ф-лы, 2 табл., 4 пр.

Наверх