Множество частиц расклинивающего наполнителя с нанесенным покрытием из композиции замедленного действия, повышающей клейкость, и состав для обработки на их основе


 


Владельцы патента RU 2422487:

ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)

Изобретение относится к уплотнению относительно неуплотненных частей в подземном пласте и уменьшению выноса расклинивающего уплотнителя из трещины в скважину. Технический результат - улучшение гибкости и степени управления уплотнением. Множество частиц расклинивающего наполнителя с нанесенным покрытием в виде композиции замедленного действия, повышающей клейкость, которая содержит водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты, способный активировать водный агент, повышающий клейкость, причем активатор замедленного высвобождения кислоты содержит, по меньшей мере, один материал, выбранный из группы, состоящей из: ортоацетата; триметилортоацетата; триэтилортоацетата; трипропилортоацетата; триизопропилортоацетата; трибутилортоацетата; поли(ортоацетатов); ортоформиата; триметилортоформиата; триэтилортоформиата; трипропилортоформиата; триизопропилортоформиата; трибутилортоформиата; поли(ортоформиата); ортопропионата; триметилортопропионата; триэтилортопропионата; трипропилортопропионата; триизопропилортопропионата; трибутилортопропионата; поли(ортопропионата); и ортоэфира полифункционального спирта. Состав для обработки приствольной зоны для использования в подземном пласте при регулировании миграции частиц, содержащий жидкость на водной основе и указанное выше множество частиц. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 н. и 10 з.п. ф-лы.

 

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится к способам и композициям, предназначенным для уплотнения мелких частиц формации, уменьшения выноса расклинивающего наполнителя из трещины в скважину и уплотнения относительно неуплотненных частей в подземном пласте (что в настоящем документе называют «миграцией частиц»). Говоря более конкретно, настоящее изобретение относится к использованию новых композиций замедленного действия, повышающих клейкость, предназначенных для уменьшения миграции частиц в подземных пластах. Несмотря на пригодность для любых сфер применения при ведении подземных работ (таких как включающие карбонатные породы, песчаники, сланцы, угли и тому подобное) композиции и способы настоящего изобретения могут оказаться в особенности подходящими для использования в сферах применения при ведении подземных работ, связанных с угольным метаном («УМ»).

Гидравлический разрыв пласта представляет собой способ, обычно используемый для увеличения потока желательных флюидов из части подземного пласта. Традиционные операции при гидравлическом разрыве пласта включают размещение рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта в части подземного пласта при расходе и давлении, таких, чтобы внутри части подземной зоны образовались или увеличились бы трещины. Трещины имеют тенденцию к распространению в виде вертикальных и/или горизонтальных расколов, расходящихся по радиусу от буровой скважины. При таких обработках, как только гидравлическое давление будет сброшено, образованные трещины будут иметь тенденцию к обратному смыканию. Для предотвращения этого в трещинах зачастую размещают частицы материалов, известные под наименованием расклинивающего наполнителя, в результате их транспортирования в рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта в ходе, по меньшей мере, части операции по гидравлическому разрыву пласта. Частицы переносятся в созданные или природные трещины и образуют в них отложения таким образом, что, когда гидравлическое давление будет сброшено, частицы будут оказывать действие, предотвращающее полное смыкание трещины, и, таким образом, способствовать образованию подводящих каналов, через которые добываемые флюиды смогут перетекать в буровую скважину. Термин «трещина гидравлического разрыва пласта, заполненная расклинивающим наполнителем» в соответствии с его использованием в настоящем документе обозначает трещину (природного или иного происхождения) внутри части подземного пласта, которая содержит определенное количество частиц расклинивающего наполнителя. Термин «набивка из расклинивающего наполнителя» обозначает скопление массы частиц расклинивающего наполнителя в пределах трещины. В отсутствие частиц материалов трещины имеют тенденцию к смыканию и уменьшению проницаемости, достигаемой в результате проведения операции по гидравлическому разрыву пласта.

Нефтегазоносные скважины зачастую располагают в подземных зонах, которые содержат неуплотненные частицы (например, расклинивающий наполнитель или мелкие частицы продуктивной толщи), которые могут мигрировать внутри подземного пласта вместе с нефтью, газом, водой и/или другими желательными флюидами, добываемыми в скважине. Присутствие данных неуплотненных частиц в добываемых флюидах является невыгодным и нежелательным в том смысле, что частицы могут привести к истиранию насосного и другого добывающего оборудования и уменьшать возможные уровни добычи флюидов в продуктивных зонах. Частицы также могут оказывать негативное воздействие на проницаемость пласта. Неуплотненные подземные пласты включают такие структуры, которые содержат части, содержащие неплотно связанные частицы (например, расклинивающий наполнитель и мелкие частицы продуктивной толщи), и такие структуры, в которых сцементированные частицы имеют прочность сцепления, недостаточную для противодействия силам, создаваемым во время добычи флюидов через зоны.

Регулирование миграции частиц в сферах применения в случае угольного метана может оказаться в особенности важным. «Угольный метан» («УМ») представляет собой название, обычно даваемое метану, обнаруживаемому в угольных пластах. Количество метана, добываемого из угольного пласта, по меньшей мере, частично зависит от степени проницаемости, которую определяет количество трещин или кливажей в угольном пласте. Пласты, содержащие УМ, имеют тенденцию к обладанию низкой естественной проницаемостью. Данные пласты обычно также соотносятся с низкими температурами (например, меньшими 200°F) и низкими пластовыми давлениями (например, меньшими 1000 фунт/дюйм2 давления пластовых флюидов у забоя скважины). Высокие значения капиллярных сил в поровых пространствах имеют тенденцию к удержанию в них составов для обработки приствольной зоны. Из угля может образоваться угольная мелочь. Эта угольная мелочь или другие частицы могут мигрировать и закупоривать или частично закупоривать перфорационные каналы, кливажи, трещины, расклинивающий наполнитель и/или продуктивные зоны.

Один традиционный способ улавливания неуплотненных частиц в зонах подземного пласта включает размещение фильтрующего слоя, содержащего частицы гравия, в призабойной зоне, которая соседствует с зоной, представляющей интерес. Фильтрующий слой выступает в роли определенного физического барьера для транспортирования в буровую скважину неуплотненных частиц, которые могут быть получены вместе с добываемыми флюидами. Обычно такие так называемые «операции по получению гравийной набивки» включают закачку и размещение определенного количества желательных частиц в неуплотненном пласте в области, примыкающей к буровой скважине. Один обычный тип операции по получению гравийной набивки включает размещение в буровой скважине сетчатого фильтра для предотвращения выноса песка и заполнение кольцевого пространства между сетчатым фильтром и буровой скважиной гравием определенного размера, рассчитанного для предотвращения прохождения пластового песка. Сетчатый фильтр для предотвращения выноса песка в общем случае представляет собой сборный фильтр, используемый для удержания гравия, размещенного во время проведения операции по получению гравийной набивки. Для удовлетворения характеристикам используемой гравийной набивки может быть использован широкий ассортимент размеров и конфигураций сетчатого фильтра. Подобным же образом, для удовлетворения характеристикам неуплотненных частиц может быть использован широкий диапазон размеров гравия. Получающаяся в результате структура представляет собой барьер для миграции песка из пласта при одновременном все еще пропускании потока флюидов. При получении гравийной набивки гравий переносят в кольцевое пространство в форме суспензии вследствие перемешивания гравия с жидкостью, зачастую называемой «рабочей жидкостью для получения гравийной набивки». Иногда рабочие жидкости для получения гравийной набивки загущают при использовании подходящих гелеобразователей. Как только гравий будет размещен в буровой скважине, вязкость рабочей жидкости уменьшают и ее возвращают на поверхность. В определенных операциях по получению гравийной набивки, обычно называемых «операциями по высокоскоростному водному получению набивки», рабочая жидкость характеризуется пониженной вязкостью, а тем не менее транспортирование гравия обеспечивается, поскольку обработка проходит при высокой скорости. Гравийная набивка, помимо прочего, выступает в роли стабилизатора для пласта при одновременном оказании минимального негативного воздействия на производительность скважины. Гравий, помимо прочего, оказывает действие, предотвращающее закупоривание частицами сетчатого фильтра или их миграцию вместе с добываемыми флюидами, а сетчатый фильтр, помимо прочего, оказывает действие, предотвращающее попадание гравия в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну. Получение таких набивок может занять много времени и потребовать больших расходов.

Еще один способ, используемый для улавливания частиц в неуплотненных пластах, включает уплотнение неуплотненных частей подземных продуктивных зон с получением относительно стабильных проницаемых масс в результате нанесения смолы, после этого разделительной жидкости и затем катализатора. Такие способы могут оказаться проблематичными, если, например, между нанесением смолы и нанесением внешнего катализатора будут использовать недостаточное количество разделительной жидкости. В данном случае смола может вступить в контакт с внешним катализатором в самой буровой скважине, а не в неуплотненной подземной продуктивной зоне. Кроме того, существует неопределенность в отношении того, достигается ли надлежащая степень контакта между смолой и катализатором. В дополнение к этому, при введении смолы в контакт с внешним катализатором протекает экзотермическая реакция, которая в результате может привести к быстрому прохождению полимеризации, что потенциально нарушает эксплуатационные качества пласта в результате закупоривания поровых каналов. Наиболее желательным является равномерное размещение отверждаемой смолы в пластах, характеризующихся большими интервалами. Однако пласты зачастую демонстрируют широкий диапазон проницаемостей даже в пределах одного пластового резервуара, расположенного вдоль буровой скважины. Как следствие, вскрытия пластов, включающие уплотнение смолой, при использовании обычных методик обвода проводили с интервалами, меньшими 50 футов, а в более идеальном случае меньшими 30 футов. Кроме того, использование смол для уплотнения длинных или больших неуплотненных зон может оказаться непрактичным, по меньшей мере, отчасти вследствие высокой стоимости наиболее подходящих смол.

Еще один подобный способ в попытке уменьшения миграции частиц внутри зоны включает нанесение на неуплотненные частицы неводной композиции, повышающей клейкость. В то время как композиция отверждаемой смолы приводит к получению твердой массы, использование неводной композиции, повышающей клейкость, приводит к получению более податливой уплотненной массы.

Еще одной альтернативой является водная композиция, повышающая клейкость. Однако водным композициям, повышающим клейкость, свойствены свои собственные проблемы, включающие нижеследующее, но не ограничивающиеся только им: для достижения их оптимальных эксплуатационных характеристик требуется использование внешних активаторов и поверхностно-активных веществ.

Новой методикой, которая может оказаться подходящей для использования, является обработка с гидравлическим разрывом пласта, при которой рабочая жидкость для гидравлического разрыва пласта содержит подходящий сшивающий агент, который вступает в реакцию таким образом, чтобы при демонстрации замедленного действия обеспечить уплотнение частиц в пласте для предотвращения миграции частиц. Этого до сих пор не добивались, помимо прочего, вследствие ограничений, связанных с обычно используемыми кислотами и активаторами на основе ангидридов кислот.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится к способам и композициям, предназначенным для регулирования миграции частиц. Говоря более конкретно, настоящее изобретение относится к использованию новых композиций замедленного действия, повышающих клейкость, предназначенных для регулирования миграции частиц в подземных пластах.

В одном варианте реализации настоящее изобретение предлагает композицию замедленного действия, повышающую клейкость, предназначенную для регулирования миграции частиц в подземных пластах, содержащую: водный агент, повышающий клейкость; и активатор замедленного высвобождения кислоты.

В еще одном варианте реализации настоящее изобретение предлагает состав для обработки приствольной зоны, предназначенный для использования в подземном пласте при регулировании миграции частиц, содержащий жидкость на водной основе и композицию замедленного действия, повышающую клейкость, которая содержит водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты.

В еще одном варианте реализации настоящее изобретение предлагает множество частиц расклинивающего наполнителя с нанесенным покрытием в виде композиции замедленного действия, повышающей клейкость, которая содержит водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты.

Признаки и преимущества настоящего изобретения будут очевидными для специалистов в соответствующей области. Несмотря на возможность внесения специалистом в соответствующей области многочисленных изменений, такие изменения включаются в сущность изобретения.

ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ

Настоящее изобретение относится к способам и композициям, предназначенным для регулирования миграции частиц. Говоря более конкретно, настоящее изобретение относится к использованию новых композиций замедленного действия, повышающих клейкость, предназначенных для регулирования миграции частиц в подземных пластах. Композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения могут обеспечить уплотнение, стабилизацию и/или регулирование частиц (что в настоящем документе называется «стабилизацией» частиц и терминами, производными от него), присутствующих в подземном пласте, (например, расклинивающего наполнителя, мелких частиц продуктивной толщи и тому подобного). Это также может называться «регулированием мелких частиц». Композиции и способы настоящего изобретения могут оказаться в особенности подходящими для использования в сферах применения, связанных с УМ.

Одно из многих преимуществ настоящего изобретения заключается в том, что в случае использования водных агентов, повышающих клейкость, способы исключают потребность в отдельном кислотном активаторе, что улучшает гибкость и степень управления в операции. Кроме того, способы настоящего изобретения представляют собой вариант активации водного агента, повышающего клейкость, внутри скважины относительно управляемым способом с замедленным действием. Еще одно преимущество в череде многих преимуществ заключается в том, что получающиеся в результате стабилизированные массы обладают лучшей механической гибкостью в сопоставлении с массами, которые образуются при использовании отверждаемых смол. Для специалиста в соответствующей области после ознакомления с данным описанием станут очевидными и другие преимущества.

А. Композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения

Композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения содержат водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты, для водного агента, повышающего клейкость. Композиции замедленного действия, повышающие клейкость, также могут содержать воду, однако достаточное количество воды в композиции замедленного действия, повышающей клейкость, может присутствовать благодаря составу водного агента, повышающего клейкость, который обычно имеется в форме раствора. Активатор замедленного высвобождения кислоты, в композициях в желательный момент времени по истечении периода задержки обеспечивает образование кислоты, которая активирует водный агент, повышающий клейкость, делая для него возможной стабилизацию частиц внутри части подземного пласта. Термин «стабилизация» и его производные в соответствии с использованием в настоящем документе обозначают придание стабильности, блокирование на месте или, по меньшей мере, частичную иммобилизацию по месту в отношении частиц, так чтобы придать им сопротивление течению вместе с потоком добываемых флюидов. Данную стабилизацию можно называть «регулированием мелких частиц». Период задержки, помимо прочего, зависит от природы активатора замедленного высвобождения кислоты, состава жидкого носителя и окружающей среды, в которой их размещают.

Композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения необязательно могут содержать дополнительные добавки, такие как гелеобразователи, буферные вещества, поверхностно-активные вещества, разжижители геля, ферменты, хелатообразователи, вещества, регулирующие пенообразование, кислоты или ингибиторы образования отложений. Например, буферное вещество может оказаться выгодным в случае желательности получения более длительного периода задержки до того, как активатор замедленного высвобождения кислоты, обеспечит образование кислоты, которая будет способна активировать водный агент, повышающий клейкость. Разжижители геля и ферменты могут оказаться выгодными для того, чтобы устранить какое-либо предшествующее нарушение эксплуатационных качеств пласта, обусловленное гелем, который может присутствовать в подземном пласте, например, в результате предшествующего проведения работы по гидравлическому разрыву пласта. Специалист в соответствующей области после ознакомления с данным описанием должен осознавать, что совместимость любой данной добавки необходимо протестировать, обеспечивая отсутствие ее неблагоприятного воздействия на эксплуатационные характеристики агента, повышающего клейкость.

1. Подходящие водные агенты, повышающие клейкость

Водные агенты, повышающие клейкость, подходящие для использования в настоящем изобретении, способны подвергаться «активации» (например, дестабилизации, коалесценции и/или реакции) при использовании подходящего активатора на кислотной основе, превращающего агент в «активированный водный агент, повышающий клейкость», способный обеспечивать стабилизацию частиц в желательный момент времени. Активированный водный агент, повышающий клейкость, обладает способностью стабилизировать частицы. Такая активация может происходить до, во время или после того, как водный агент, повышающий клейкость, будет размещен в подземном пласте. Специалист в соответствующей области после ознакомления с данным описанием должен осознавать то, что желательное замедление активации может составлять период времени, продолжительностью всего лишь в несколько минут, для времени закачки, необходимого для размещения состава для обработки приствольной зоны при проведении перемешивания во время закачки, до дней для получения состава для обработки приствольной зоны на стороне, а после этого его транспортирования к скважине. В предпочтительных вариантах реализации настоящего изобретения активация происходит по окончании периода задержки, продолжительность которого может находиться в диапазоне от приблизительно 15 минут до приблизительно 75 часов или более. Продолжительность предпочтительного периода задержки находится в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 12 часов.

Подходящими водными агентами, повышающими клейкость, в общем случае являются заряженные полимеры, которые включают соединения, которые при нахождении в водном растворителе или растворе вместе с активатором будут образовывать незатвердевающее покрытие, а при нахождении на частицах в пласте будут увеличивать критическую скорость непрерывного ресуспендирования частиц при их попадании в контакт с потоком воды. Критическая скорость ресуспендирования обозначает скорость в переходной точке между ламинарным и турбулентным типами течения жидкости. Водный агент, повышающий клейкость, может увеличивать степень контакта между зернами частиц внутри пласта (вне зависимости от того, будут ли это частицы расклинивающего наполнителя, мелкие частицы продуктивной толщи или другие частицы), содействуя уплотнению частиц с образованием сцепленной гибкой и проницаемой массы (в настоящем документе называемой «стабилизированной массой»), стабилизации индивидуальных частиц или кластеров частиц или уменьшению тенденции частиц к образованию оптимальной компоновки набивки (например, в целях повышения пористости или проницаемости).

Подходящие водные агенты, повышающие клейкость, включают любой полимер, который может связывать, коагулировать или флоккулировать частицы. Кроме того, подходящими могут оказаться и полимеры, которые функционируют в качестве клеев, склеивающих при надавливании. Примеры водных агентов, повышающих клейкость, подходящих для использования в настоящем изобретении, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: полимеры акриловой кислоты; полимеры сложных эфиров акриловой кислоты; полимеры производных акриловой кислоты; гомополимеры акриловой кислоты; гомополимеры сложных эфиров акриловой кислоты (такие как поли(метилакрилат), поли(бутилакрилат) и поли(2-этилгексилакрилат)); сополимеры сложных эфиров акриловой кислоты; полимеры производных метакриловой кислоты; гомополимеры метакриловой кислоты; гомополимеры сложных эфиров метакриловой кислоты (такие как поли(метилметакрилат), поли(бутилметакрилат) и поли(2-этилгексилметакрилат)); полимеры акриламидометилпропансульфоната; полимеры производных акриламидометилпропансульфоната; сополимеры акриламидометилпропансульфоната; и сополимеры акриловой кислоты/акриламидометилпропансульфоната, их производные и их комбинации. Термин «производное» в соответствии с использованием в настоящем документе обозначает любое соединение, которое получают из одного из перечисленных соединений, например, в результате замены одного атома в соединении основы на другой атом или группу атомов. Способы определения подходящих водных агентов, повышающих клейкость, и дополнительное описание водных агентов, повышающих клейкость, можно обнаружить в патентной заявке США номер 10/864,061, поданной 9 июня 2004 года, и патентной заявке США номер 10/864,618, поданной 9 июня 2004 года, соответствующие описания которых включаются в настоящее описание в качестве ссылки.

Некоторые подходящие агенты, повышающие клейкость, описываются в патенте США № 5249627 авторов Harms et al., соответствующее описание которого включается в настоящее описание в качестве ссылки. В документе автора Harms описываются водные агенты, повышающие клейкость, которые включают, по меньшей мере, одного представителя, выбираемого из группы, состоящей из четвертичного бензил(радикал жирных кислот кокосового масла)ди(гидроксиэтил)амина, п-трет-амилфенола, сконденсированного с формальдегидом, и сополимера, содержащего от приблизительно 80% до приблизительно 100% С1-30 алкилметакрилатных мономеров и от приблизительно 0% до приблизительно 20% гидрофильных мономеров. В определенных вариантах реализации водный агент, повышающий клейкость, может включать сополимер, который содержит от приблизительно 90% до приблизительно 99,5% 2-этилгексилакрилата и от приблизительно 0,5% до приблизительно 10% акриловой кислоты. Подходящим гидрофильным мономером может являться любой мономер, который будет обеспечивать наличие полярных кислородсодержащих или азотсодержащих групп. Подходящие гидрофильные мономеры включают диалкиламиноалкил(мет)акрилаты и их четвертичные аддитивные и кислые соли, акриламид, N-(диалкиламиноалкил)акриламид, метакриламиды и их четвертичные аддитивные и кислые соли, гидроксиалкил(мет)акрилаты, ненасыщенные карбоновые кислоты, такие как метакриловая кислота или предпочтительно акриловая кислота, гидроксиэтилакрилат, акриламид и тому подобное. Данные сополимеры можно получить по любой подходящей методике проведения эмульсионной полимеризации. Способы получения данных сополимеров описываются, например, в патенте США № 4670501, соответствующее описание которого включается в настоящее описание в качестве ссылки.

Обычно наиболее подходящими водными агентами, повышающими клейкость, являются полимеры на растворной основе; обычно они доступны при концентрациях в диапазоне приблизительно от 20% до 40%. В определенных вариантах реализации водный агент, повышающий клейкость, представляет собой приблизительно 40%-ный раствор в воде, содержащий другие небольшие количества поверхностно-активных веществ или других добавок. Специалист в соответствующей области после ознакомления с данным описанием легко станет предусматривать и высушенные полимерные композиции, а также разбавленные композиции (например, с концентрациями полимера, меньшими приблизительно 20%).

Водный агент, повышающий клейкость, необходимо включать в композицию замедленного действия, повышающую клейкость, настоящего изобретения в количестве в диапазоне от приблизительно 0,01% до приблизительно 10 % при расчете на объем водной композиции замедленного действия, повышающей клейкость. В предпочтительных вариантах реализации данное количество может находиться в диапазоне от приблизительно 0,1% до приблизительно 5%.

2. Подходящие активаторы замедленного действия, высвобождающие кислоту

В способах настоящего изобретения активатор замедленного высвобождения кислоты по истечении определенного времени обеспечивает образование количества кислоты, достаточного для активации водного агента, повышающего клейкость, и, таким образом, стимулирования появления клейкости у водного агента, повышающего клейкость, так чтобы он смог обеспечить стабилизацию частиц внутри скважины. Таким образом, требование наличия раствора внешней кислоты для активации водного агента, повышающего клейкость, отсутствует.

Неограничивающие примеры кислотных активаторов замедленного высвобождения кислоты, которые можно использовать в настоящем изобретении, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: сложные ортоэфиры, сложные поли(ортоэфиры), разлагающиеся полимеры и другие предшественники кислот (такие как инкапсулированные кислоты), которые высвобождают кислоту во время разложения. Количество активатора замедленного высвобождения кислоты, необходимое для активации водного агента, повышающего клейкость, стехиометрически соотносится с количеством присутствующего водного агента, повышающего клейкость.

А. Подходящие сложные ортоэфиры и сложные поли(ортоэфиры)

Сложные ортоэфиры и сложные поли(ортоэфиры), подходящие для использования в настоящем изобретении, будут обеспечивать замедленное образование кислот, что, помимо прочего, будет приводить к активации водного агента, повышающего клейкость.

Примеры подходящих сложных ортоэфиров обладают структурой, описываемой формулой: RC(OR')(OR'')(OR'''), где R', R'' и R''' не являются водородом, и R', R'' и R''' могут являться, а могут и не являться одной и той же группой. R', R'' или R''' могут содержать гетероатом, что может оказывать влияние на растворимость выбранного сложного ортоэфира при заданной сфере применения. Подходящие гетероатомы могут включать азот или кислород. Подходящие сложные поли(ортоэфиры) описываются в статье, озаглавленной Poly(orthoesters) - From Concept to Reality, BIOMACROMOLECULES, Vol.5, 1625 (2004), и в некоторых из ссылок, процитированных в ней, которые включаются в настоящее описание в качестве ссылки. Примеры подходящих сложных ортоэфиров и сложных поли(ортоэфиров) включают нижеследующие, но не ограничиваются только ими: ортоацетаты, такие как триметилортоацетат, триэтилортоацетат, трипропилортоацетат, триизопропилортоацетат, трибутилортоацетат и поли(ортоацетаты); ортоформиаты, такие как триметилортоформиат, триэтилортоформиат, трипропилортоформиат, триизопропилортоформиат, трибутилортоформиат и поли(ортоформиаты); и ортопропионаты, такие как триметилортопропионат, триэтилортопропионат, трипропилортопропионат, триизопропилортопропионат, трибутилортопропионат и поли(ортопропионаты). Подходящими сложными ортоэфирами также могут являться и сложные ортоэфиры полифункциональных спиртов, таких как глицерин и/или этиленгликоль. При выборе сложного ортоэфира необходимо обратить внимание на то, что определенные сложные ортоэфиры характеризуются низкими температурами вспышки. В результате переэтерификации вышеупомянутых сложных ортоэфиров при использовании широкого ассортимента спиртов, сахаров или полиолов можно синтезировать различные производные. Необходимо обратить внимание на то, что при синтезировании данных молекул после синтеза не должно оставаться каких-либо свободных спиртовых групп, которые могли бы дополнительно участвовать в переэтерификации и, возможно, разрушать молекулу. В зависимости от желательной сферы применения сложные ортоэфиры или сложные поли(ортоэфиры) могут являться растворимыми в воде, нерастворимыми в воде или твердыми. В общем случае растворимые в воде сложные ортоэфиры легко гидролизуются при более низких температурах в сопоставлении со сложными ортоэфирами, нерастворимыми в воде. В результате придания сложному ортоэфиру или сложному поли(ортоэфиру) большей гидрофобности (например, при использовании подходящих методик дериватизации) сложный ортоэфир можно сделать более подходящим для использования в сферах применения при повышенных температурах. Кроме того, сложные поли(ортоэфиры), полученные при использовании глицерина и триметилортоформиата, являются растворимыми в воде в зависимости от количества повторяющихся звеньев, и их можно использовать для сфер применения при пониженных температурах. Одним из преимуществ использования сложного поли(ортоэфира) в сопоставлении со сложным ортоэфиром является то, что он характеризуется повышенной температурой вспышки и повышенной вязкостью. Подобным же образом, можно синтезировать гидрофобные сложные поли(ортоэфиры), которые являются подходящими для сфер применения при повышенных температурах. Выбор того, какой конкретно сложный ортоэфир или сложный поли(ортоэфир) использовать, должен определяться такими соображениями, как параметры окружающей среды.

Для того чтобы сделать возможным гидролиз сложного ортоэфира или сложного поли(ортоэфира) с получением кислоты, может оказаться необходимым источник воды. Вода должна присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 2 молей воды на приблизительно каждый 1 моль сложного ортоэфира до избыточного количества воды. В случае сложных поли(ортоэфиров) оно должно базироваться на количестве молей повторяющихся звеньев сложного ортоэфира, доступных для реакции. Специалист в соответствующей области после ознакомления с данным описанием должен осознавать, присутствует ли в буровой скважине либо в активаторе замедленного высвобождения кислоты, либо другим образом количество воды, подходящее для желательной сферы применения, или жидкость на водной основе необходимо добавить.

Композиции агента замедленного действия, повышающего клейкость, настоящего изобретения также могут содержать ингибитор, который может обеспечить замедленное образование кислоты из сложного ортоэфира или сложного поли(ортоэфира), а также может нейтрализовывать образующуюся кислоту в течение периода задержки для содействия получению более продолжительного периода задержки. Подходящие ингибиторы включают основания. Примеры определенных предпочтительных ингибиторов могут включать гидроксид натрия, гидроксид калия, амины, такие как гексаметилентетраамин, карбонат натрия и их комбинации. В определенных вариантах реализации в противоположность большому количеству относительно слабого основания предпочтительным является небольшое количество сильного основания.

Подходящие сложный ортоэфир или сложный поли(ортоэфир) могут иметь любую подходящую форму. Например, их можно использовать в твердой форме, в форме раствора, форме геля или форме эмульсии. В определенных сферах применения подходящей для использования может являться форма раствора, например, если желательной будет более быстрая активация водного агента, повышающего клейкость; в других сферах применения, например, если желательной будет более медленная активация, возможно использование твердой формы, формы геля или эмульсии. В случае формы раствора подходящие примеры растворителей включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: пропиленгликоль, простой пропиленгликольмонометиловый эфир, простой дипропиленгликольмонометиловый эфир и простой этиленгликольмонобутиловый эфир. В определенных вариантах осуществления выгодными могут оказаться смеси растворителей и воды, например, в случае сохранения солюбилизации сложного ортоэфира. Получения формы геля для композиции на основе сложного ортоэфира можно добиться благодаря гелеобразованию при использовании подходящих полимеров и/или поверхностно-активных веществ. В случае формы эмульсии подходящие эмульгаторы включают эмульгаторы, подобные “WS-44”, который коммерчески доступен от компании Halliburton Energy Services, Данкан, Оклахома. Специалист в соответствующей области после ознакомления с данным описанием должен осознавать, какая композиция является подходящей для конкретной сферы применения.

Образованная кислота также может выступать в роли разжижителя геля для загущенного состава для обработки приствольной зоны, такого как рабочая жидкость для гидравлического разрыва пласта или рабочая жидкость для получения гравийной набивки.

b. Подходящие разлагающиеся полимеры

Подходящие разлагающиеся полимеры включают материалы, которые будут высвобождать кислоту во время разложения (например, в результате прохождения химического гидролиза). В настоящем документе полимер считается «разлагающимся», если разложение обусловливается, помимо прочего, прохождением химического и/или радикального процесса, такого как гидролиз или окисление. Разлагаемость полимера, по меньшей мере, отчасти зависит от структуры его основной цепи. Например, присутствие гидролизуемых и/или окисляемых связей в основной цепи зачастую приводит к получению материала, который будет разлагаться так, как это описывается в настоящем документе. Скорости, с которыми такие полимеры разлагаются, зависят от типа повторяющегося звена, состава, последовательности, длины, молекулярной геометрии, молекулярной массы, морфологии (например, степени кристалличности, размера сферолитов и ориентации), гидрофильности, гидрофобности, площади удельной поверхности и добавок. Кроме того, на то, как полимер будет разлагаться, может оказывать влияние окружающая среда, воздействию которой он подвергается, например температура, присутствие влаги, кислород, микроорганизмы, ферменты, значение рН и тому подобное.

Подходящие примеры разлагающихся полимеров, которые высвобождают кислоту во время разложения, которые можно использовать в соответствии с настоящим изобретением, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: алифатические сложные полиэфиры; поли(лактиды); поли(гликолиды); поли(ε-капролактоны); поли(гидроксибутираты); поли(ангидриды); и алифатические поликарбонаты. Предпочтительным предшественником кислоты является соединение, которое обеспечивает образование уксусной кислоты в случае водных агентов, повышающих клейкость, на основе сложного поли(эфира акриловой кислоты). Предшественники кислоты, которые обеспечивают образование ацетатов, такие как этилортоацетат, могут оказаться предпочтительными в случае других водных агентов, повышающих клейкость.

Полиангидриды представляют собой еще один тип в особенности подходящего разлагающегося полимера, используемого в настоящем изобретении. Гидролиз полиангидрида протекает, помимо прочего, по концам цепи, имеющим свободные группы карбоновой кислоты, с получением карбоновых кислот в качестве конечных продуктов разложения. Время эрозии может варьироваться в широком диапазоне изменений в основной цепи полимера. Примеры подходящих полиангидридов включают поли(адипиновый ангидрид), поли(пробковый ангидрид), поли(себациновый ангидрид) и поли(додекандиоевый ангидрид). Другие подходящие примеры включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: поли(малеиновый ангидрид) и поли(бензойный ангидрид).

Физические свойства разлагающихся полимеров зависят от нескольких факторов, таких как состав повторяющихся звеньев, гибкость цепи, присутствие полярных групп, молекулярная масса, степень разветвленности, степень кристалличности, ориентация и тому подобное. Например, короткоцепочечные разветвления приводят к уменьшению степени кристалличности полимеров в то время, как длинноцепочечные разветвления приводят к уменьшению вязкости расплава и придают, помимо прочего, вязкость при растяжении, демонстрирующую способность к увеличению жесткости при натяжении. Свойства используемого материала можно дополнительно отрегулировать в результате перемешивания и сополимеризации его с другим полимером или в результате введения изменения в макромолекулярную архитектуру (например, сверхразветвленные полимеры, звездообразные полимеры или дендримеры и тому подобное). Свойства любого такого подходящего разлагающегося материала замедленного действия, высвобождающего кислоту, (например, гидрофобность, гидрофильность, скорость разложения и тому подобное) можно отрегулировать в результате введения избранных функциональных групп вдоль полимерных цепей. Например, поли(фениллактид) будет разлагаться приблизительно при 1/5 скорости от скорости для рацемического поли(лактида) при рН 7,4 при 55°С. Специалист в соответствующей области после ознакомления с данным описанием будет способен определить функциональные группы, подходящие для введения в полимерные цепи при получении желательных физических свойств разлагающихся полимеров.

Также подходящими могут оказаться и смеси определенных разлагающихся материалов замедленного высвобождения кислоты. Один пример подходящей смеси материалов включает смесь поли(молочной кислоты) и поли(гликолида). Также могут оказаться подходящими и другие материалы, которые подвергаются разложению и обеспечивают образование кислоты, если продукты разложения не будут оказывать нежелательного воздействия либо на проводимую обработку подземного пласта, либо на подземный пласт.

При выборе подходящего активатора необходимо обратить внимание на продукты разложения, которые в результате будут образовываться. Данные продукты разложения также не должны оказывать негативного воздействия на другие операции или компоненты. Выбор разлагающегося материала, по меньшей мере, отчасти также может зависеть от условий в скважине, например, от температуры в буровой скважине. Например, как было обнаружено, лактиды являются подходящими для скважин с пониженными температурами, в том числе скважин с температурами в диапазоне от 60°F до 150°F, и, как было обнаружено, при температурах в буровой скважине, превышающих данный диапазон, подходящим является поли(лактид). Кроме того, для скважин с более высокими температурами может оказаться подходящей поли(молочная кислота).

При использовании в настоящем изобретении предпочтительный результат достигается, если активатор замедленного действия, высвобождающий кислоту, будет обеспечивать образование кислоты по истечении периода задержки в противоположность моментальному образованию. Еще более предпочтительные результаты получали тогда, когда кислота не высвобождалась до тех пор, пока обработку подземного пласта по существу не заканчивали, и это желательно для превращения состава для обработки приствольной зоны в жидкость с пониженной вязкостью.

c. Другие предшественники кислоты

Другие активаторы замедленного высвобождения кислоты, которые можно использовать в настоящем изобретении, включают материалы, у которых продукты термической деструкции или реакции включают кислоты. Примеры включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: сложные эфиры, лактоны, молочный ангидрид, малеиновый ангидрид и инкапсулированные кислоты.

В. Составы для обработки приствольной зоны, которые содержат композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения

Вследствие своей природы, позволяющей реализовать механизм замедленного действия, композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения можно использовать в связи с любым составом для обработки приствольной зоны в подземном пласте (например, с рабочей жидкостью для гидравлического разрыва пласта). В соответствии с использованием в настоящем документе термин «обработка» или «проведение обработки» обозначает любую операцию при ведении подземных работ, в которой используют жидкость в связи с реализацией желательной функции и/или для достижения желательной цели. Термин «обработка» или «проведение обработки» не подразумевает какого-либо конкретного действия, оказываемого жидкостью или каким-либо ее конкретным компонентом. В одном варианте реализации композицию замедленного действия, повышающую клейкость, настоящего изобретения можно добавлять к рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта, а после этого размещать вместе с рабочей жидкостью для гидравлического разрыва пласта внутри скважины во время проведения операции по гидравлическому разрыву пласта. Желательный активатор, высвобождающий кислоту, будет обеспечивать образование кислоты в желательный момент времени после того, как рабочая жидкость для гидравлического разрыва пласта будет размещена в желательной части подземного пласта. Кислота может выступать в роли разжижителя геля для рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта, а также в качестве активатора для агента замедленного действия, повышающего клейкость, содержащегося в композиции замедленного действия, повышающей клейкость. Еще одним примером является рабочая жидкость для получения гравийной набивки. Композицию замедленного действия, повышающую клейкость, настоящего изобретения можно добавлять к рабочей жидкости для получения гравийной набивки и вводить в подземный пласт вместе с рабочей жидкостью. Кислота может выступать в роли разжижителя геля для рабочей жидкости для получения гравийной набивки (например, если рабочую жидкость для получения гравийной набивки загущают при использовании подходящего гелеобразователя), а также активатора для агента замедленного действия, повышающего клейкость, содержащегося в композиции замедленного действия, повышающей клейкость. Другие обработки, в которых композицию замедленного действия, повышающую клейкость, настоящего изобретения, можно вводить в подземный пласт, включают исправительные обработки или обработки скелета породы.

Подходящие водные составы для обработки приствольной зоны включают пресную воду, соленую воду, рассол, морскую воду или любую другую жидкость на водной основе, которая не будет неблагоприятным образом вступать в реакцию с другими компонентами, используемыми в соответствии с данным изобретением, или с подземным пластом. Необходимо обратить внимание на то, что, если состав для обработки приствольной зоны будет содержать большие концентрации солей, то тогда данные соли будут иметь возможность выступать в роли активатора для водного агента, повышающего клейкость, что может оказаться нежелательным.

В определенных вариантах осуществления состав для обработки приствольной зоны может быть вспененным. Собственно говоря, одно преимущество использования вспененного варианта в сопоставлении с невспененным вариантом заключается в том, что используется меньше жидкости на водной основе. Это может оказаться существенным в подземных пластах, которые являются водовосприимчивыми. В определенных вариантах реализации вспененные составы для обработки приствольной зоны характеризуются качеством пены, равным приблизительно 30% или более. Предпочтительный уровень качества пены равен приблизительно 50% или более. Сюда могут быть включены смешанные рабочие жидкости. В таких вариантах реализации состав для обработки приствольной зоны содержит пенообразователь и необязательно подходящее поверхностно-активное вещество.

Выбор того, пользоваться поверхностно-активным веществом или нет, по меньшей мере, отчасти будет определяться минералогией пласта. В общем случае поверхностно-активное вещество может способствовать облегчению нанесения на частицы покрытия, образуемого композицией замедленного действия, повышающей клейкость. Например, водные агенты, повышающие клейкость, используемые в данном изобретении, содержат заряженные полимеры, которые предпочтительно прикрепляются к частицам, несущим противоположный заряд. Например, гидрофобный полимер, несущий отрицательный заряд, предпочтительно будет прикрепляться к поверхностям, характеризующимся дзета-потенциалом в диапазоне от положительного до нейтрального, и/или к гидрофильной поверхности. Поэтому в конкретных вариантах осуществления для облегчения нанесения на частицы внутри пласта водного агента, повышающего клейкость, возможно включение катионного поверхностно-активного вещества. Как должен понимать специалист в соответствующей области, также возможно использование и амфотерных и цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ до тех пор, пока условия, воздействию которых они будут подвергаться во время использования, будут такими, что они будут иметь желательный заряд. Например, в конкретных вариантах осуществления возможно использование смесей катионных и амфотерных поверхностно-активных веществ. В случае использования в вариантах осуществления составов для обработки приствольной зоны поверхностно-активное вещество присутствует в количестве в диапазоне от приблизительно 0,01% до приблизительно 5% (об.). В случае вспенивания жидкость основы и/или композиция замедленного действия, повышающая клейкость, могут содержать газ. Несмотря на то, что для вспенивания составов для обработки приствольной зоны данного изобретения возможно использование различных газов, предпочтительными являются азот, диоксид углерода и их смеси. В примерах таких вариантов реализации газ может присутствовать в жидкости основы и/или композиции замедленного действия, повышающей клейкость, в количестве в диапазоне от приблизительно 5% до приблизительно 95% (об.), а более предпочтительно в диапазоне от приблизительно 20% до приблизительно 80%. На количество газа, вводимого в жидкость, могут оказать влияние факторы, включающие вязкость жидкости и давления пластовых флюидов у забоя скважины, имеющие место в конкретной сфере применения. Примеры предпочтительных пенообразователей, которые можно использовать для вспенивания жидкости основы и/или композиции замедленного действия, повышающей клейкость, данного изобретения, включают нижеследующие, но не ограничиваются только ими: алкиламидобетаины, такие как кокоамидопропилбетаин, альфа-олефинсульфонат, хлорид триметилталлоуаммония, С8-C22 алкилэтоксилатсульфат и хлорид триметилкокоаммония. В особенности предпочтительным является кокоамидопропилбетаин. Другие подходящие поверхностно-активные вещества, доступные в компании Halliburton Energy Services, включают: “19N™”, “G-Sperse Dispersant”, поверхностно-активное вещество “Morflo III®”, поверхностно-активное вещество “Hyflo® IV M”, поверхностно-активное вещество “Pen-88M™”, “HC-2™ Agent”, поверхностно-активное вещество “Pen-88 HT™”, эмульгатор “SEM-7™”, пенообразователь “Howco-Suds™”, поверхностно-активное вещество “Howco Sticks™”, вспомогательное диспергирующее средство для кислотных добавок “A-Sperse™”, поверхностно-активное вещество “SSO-21E” и поверхностно-активное вещество “SSO-21MW™”. Также возможно включение и других подходящих пенообразователей и пеностабилизаторов, что станет понятно специалисту в соответствующей области после ознакомления с данным описанием. Пенообразователь в общем случае присутствует в жидкости основы и/или композиции замедленного действия, повышающей клейкость, настоящего изобретения в количестве в диапазоне от приблизительно 0,01% до приблизительно 5,0% (об.), более предпочтительно в количестве в диапазоне от приблизительно 0,2% до приблизительно 1,0%, а наиболее предпочтительно приблизительно равном 0,6% (об.).

Состав для обработки приствольной зоны необязательно может содержать гелеоборазователь. В данных композициях возможно использование любого гелеобразователя, подходящего для использования в сферах применения при ведении подземных работ, в том числе нижеследующего, не ограничиваясь только им: природные биополимеры, синтетические полимеры, сшитые гелеобразователи, вязкоупругие поверхностно-активные вещества и тому подобное. Примерами подходящих гелеобразователей являются гуар и ксантан. Возможно использование широкого ассортимента гелеобразователей, в том числе гидратируемых полимеров, которые имеют одну или несколько функциональных групп, таких как гидроксильная, карбоксильная, сульфатная, сульфонатная, амино- или амидная группы. Подходящие гелеобразователи обычно включают полисахариды, биополимеры, синтетические полимеры или их комбинацию. Примеры подходящих полимеров включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: гуаровая камедь и ее производные, такие как гидроксипропиловое производное гуара и карбоксиметилгидроксипропиловое производное гуара, производные целлюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлоза, смола плодоворожкового дерева, тара, конджак, тамаринд, крахмал, целлюлоза, карая, диутан, склероглюкан, вэллан, геллан, ксантан, трагакант и каррагенан и производные всех из вышеупомянутых материалов. В дополнение к этому возможно использование синтетических полимеров и сополимеров. Примеры таких синтетических полимеров включают нижеследующее, но не ограничиваются только ими: полиакрилат, полиметакрилат, полиакриламид, поливиниловый спирт и поливинилпирролидон. В других примерах вариантов осуществления молекулу гелеобразователя можно подвергнуть деполимеризации. Термин «деполимеризация» в соответствии с использованием в настоящем документа в общем случае обозначает уменьшение молекулярной массы молекулы гелеобразователя. Подвергнутые деполимеризации молекулы гелеобразователя описываются в патенте США № 6488091, выданном 3 декабря 2002 года авторам Weaver et al., соответствующее описание которого включается в настоящее описание в качестве ссылки. Подходящие гелеобразователи в общем случае присутствуют в композициях замедленного действия, повышающих клейкость, настоящего изобретения в количестве в диапазоне от приблизительно 0,1% до приблизительно 5% при расчете на массу воды в них. В определенных примерах вариантов осуществления гелеобразователи присутствуют в композициях замедленного действия, повышающих клейкость, настоящего изобретения в количестве в диапазоне от приблизительно 0,01% до приблизительно 2% (об.). В случае использования гелеобразователя необходимым может оказаться подходящий разжижитель геля для того, чтобы, в конечном счете, уменьшить вязкость рабочей жидкости. Возможно использование любых разжижителей геля, подходящих для подземного пласта, и гелеобразователя. Количество вводимого разжижителя геля, помимо прочего, будет зависеть от количества гелеобразователя, присутствующего в составе для обработки приствольной зоны. Другие соображения, касающиеся разжижителя геля, станут понятны специалисту в соответствующей области после ознакомления с данным описанием.

С. Способы настоящего изобретения

Композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения, помимо прочего, можно использовать для любой подходящей обработки приствольной зоны, при которой желательным будет являться регулирование частиц по механизму замедленного действия. Один пример способа настоящего изобретения включает стадии: подачи состава для обработки приствольной зоны, который содержит композицию замедленного действия, повышающую клейкость, настоящего изобретения, которая содержит водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты; размещения состава для обработки приствольной зоны в подземном пласте; создания для предшественника кислоты условий для обеспечения образования кислоты по истечении периода задержки; и создания для кислоты условий для активации водного агента, повышающего клейкость, с получением активированного водного агента, повышающего клейкость, который способен стабилизировать частицы.

В определенных вариантах осуществления настоящее изобретение предлагает способ обработки части подземного пласта, который включает: подачу композиции замедленного действия, повышающей клейкость, которая содержит водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты; введение композиции замедленного действия, повышающей клейкость, в выбранную часть подземного пласта; создание для активатора замедленного высвобождения кислоты, условий для обеспечения образования кислоты, которая будет способна активировать водный агент, повышающий клейкость; создание условий для активации водного агента, повышающего клейкость, таким образом, чтобы получить активированный водный агент, повышающий клейкость; и создание для активированного водного агента, повышающего клейкость, условий для прилипания к неуплотненным частицам внутри части подземного пласта. Данные способы можно реализовать в любой момент времени в течение срока службы скважины.

Определенные способы настоящего изобретения относятся к способам, которые делают возможным размещение агентов, повышающих клейкость, на большей глубине в пласте до активации агента, повышающего клейкость.

В определенных вариантах реализации композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения, помимо прочего, могут быть использованы в первичных, исправительных или упреждающих способах. То, будет ли конкретный способ данного изобретения являться «первичным», «исправительным» или «упреждающим», определяется по отношению к привязке по времени для обработки с гидравлическим разрывом пласта или обработки с получением гравийной набивки. Первичные способы настоящего изобретения включают использование композиции замедленного действия, повышающей клейкость, настоящего изобретения в связи с рабочей жидкостью для гидравлического разрыва пласта или рабочей жидкостью для получения гравийной набивки (например, в качестве компонента рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта или рабочей жидкости для получения гравийной набивки, так чтобы композицию замедленного действия, повышающую клейкость, вводили бы в подземный пласт вместе с рабочей жидкостью). Исправительные способы являются наиболее подходящими для скважин, где часть скважины подвергли обработке с гидравлическим разрывом пласта и введением расклинивающего наполнителя. Исправительные способы также можно использовать и в ситуации с получением гравийной набивки, например, если имеются проблема или поломка в отношении сетчатого фильтра. Упреждающие способы являются наиболее подходящими для скважин, которые еще не подвергали обработке с гидравлическим разрывом пласта или получением гравийной набивки. Упреждающие способы при желании можно реализовать в связи с обработкой с гидравлическим разрывом пласта, например, в порядке предварительной закачки рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта без расклинивающего наполнителя при проведении обработки с гидравлическим разрывом пласта или на любой стадии диагностической закачки, осуществляемой до реализации основных методик гидравлического разрыва пласта, получения гравийной набивки или кислотной обработки пласта.

Композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения также можно использовать до, во время или после процесса нагнетания кислоты в пласт под давлением до его разрыва или структурной кислотной обработки. Это возможно потому, что водный агент, повышающий клейкость, не активируется под действием HCl, используемой в таких методиках кислотной обработки.

Специалист в соответствующей области должен осознавать, что настоящее изобретение может оказаться подходящим для использования при стабилизации и других типов частиц, таких как покрытия (также называемые «кожицей винограда»), остающиеся от некоторых инкапсулированных материалов.

Способы настоящего изобретения являются в особенности подходящими для сфер применения, связанных с УМ, где желательным является регулирование большого объема мелких частиц продуктивной толщи, которые обычно присутствуют в таких пластах. Будучи оставленными без обработки, данные мелкие частицы могут привести к уменьшению производительности скважины до той точки, когда добыча может перестать быть экономически оправданной. В результате обработки данных мелких частиц в соответствии с настоящим изобретением кривая падения добычи для данных скважин может быть улучшена.

Ниже приводятся определенные дополнительные примеры некоторых первичных, исправительных и упреждающих способов настоящего изобретения.

1. Первичные способы

В определенных вариантах осуществления композицию замедленного действия, повышающую клейкость, настоящего изобретения можно использовать в первичном способе вместе с составом для обработки приствольной зоны скважины, таким как рабочая жидкость для гидравлического разрыва пласта или рабочая жидкость для получения гравийной набивки. Один пример такого способа включает: подачу рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта, которая содержит композицию замедленного действия, повышающую клейкость, настоящего изобретения; размещение рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта внутри части подземного пласта при давлении, достаточном для создания или увеличения в ней трещины; и предоставления композиции замедленного действия, повышающей клейкость, возможности уплотнения частиц внутри части подземного пласта. Еще один вариант осуществления первичного способа настоящего изобретения включает стадии: подачи рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта, содержащей композицию замедленного действия, повышающую клейкость, которая содержит водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты; размещения рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта внутри части подземного пласта при давлении, достаточном для создания или увеличения в ней трещины; предоставление активатору замедленного высвобождения кислоты, возможности образования кислоты, которая будет способна активировать водный агент, повышающий клейкость; активации водного агента, повышающего клейкость, с получением активированного водного агента, повышающего клейкость; и предоставление активированному водному агенту, повышающему клейкость, возможности для прилипания к поверхности и/или неуплотненным частицам внутри части подземного пласта. Как должен осознавать специалист в соответствующей области, водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты, необязательно должны присутствовать в одной и той же рабочей жидкости или на одной и той же стадии обработки, хотя обычно это является предпочтительным.

Рабочие жидкости для гидравлического разрыва пласта в данных первичных вариантах осуществления могут содержать те компоненты, которые обычно присутствуют в рабочих жидкостях для гидравлического разрыва пласта, включающие нижеследующие, но не ограничивающиеся только ими: жидкость на водной основе, частицы расклинивающего наполнителя, гелеобразователи, поверхностно-активные вещества, разжижители геля, буферные вещества, газовая фаза (если рабочая жидкость для гидравлического разрыва пласта является вспененной или смешанной), аппреты и тому подобное.

Один пример первичного способа получения гравийной набивки настоящего изобретения включает: подачу рабочей жидкости для получения гравийной набивки, которая содержит гравий, рассол, необязательно гелеобразователь и композицию замедленного действия, повышающую клейкость, при этом композиция замеленного действия, повышающая клейкость, содержит водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты; введение части подземного пласта в контакт с рабочей жидкостью для получения гравийной набивки таким образом, чтобы разместить гравийную набивку внутри или поблизости от части подземного пласта; предоставление активатору замедленного высвобождения кислоты, возможности получения кислоты, которая будет способна активировать водный агент, повышающий клейкость; создание условий для активации водного агента, повышающего клейкость, таким образом, чтобы получить активированный водный агент, повышающий клейкость; и предоставление активированному водному агенту, повышающему клейкость, возможности стабилизировать частицы внутри подземного пласта. Рабочей жидкостью для получения гравийной набивки, используемой в данных вариантах осуществления, может являться любая подходящая рабочая жидкость для получения гравийной набивки, и она может содержать те компоненты, которые обычно присутствуют в рабочих жидкостях для получения гравийной набивки, включая нижеследующие, но не ограничиваясь только ими: жидкость на водной основе, частицы гравия, гелеобразователи, поверхностно-активные вещества, разжижители геля, буферные вещества, газовая фаза (если рабочая жидкость является вспененной или смешанной) и тому подобное.

Необходимо отметить, что активатор замедленного высвобождения кислоты может выступать в роли разжижителя геля для разжижения или содействия разжижению геля в рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта или рабочей жидкости для получения гравийной набивки (например, если рабочая жидкость для получения гравийной набивки будет загущена) благодаря тому, что она может способствовать уменьшению вязкости рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта или рабочей жидкости для получения гравийной набивки. Кислота также может оказаться полезной при ликвидации нарушений эксплуатационных качеств пласта в призабойной зоне. Также необходимо отметить то, что композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения делают возможным использование водных агентов, повышающих клейкость, в рабочих жидкостях для гидравлического разрыва пласта или рабочих жидкостях для получения гравийной набивки, не вызывая ухудшения качества геля.

2. Исправительные способы

В определенных исправительных вариантах осуществления настоящего изобретения после того, как обработка с гидравлическим разрывом пласта или обработка с получением гравийной набивки будут проведены, композицию замедленного действия, повышающую клейкость, настоящего изобретения можно ввести в неуплотненную зону подземного пласта для стабилизации частиц внутри зоны. В таких вариантах осуществления может оказаться желательным включение в композицию замедленного действия, повышающую клейкость, разжижителя геля или фермента для взаимодействия с любым количеством нежелательных остатков геля, которые могут присутствовать. Композиция замедленного действия, повышающая клейкость, может обеспечить диспергирование любых неплотно связанных мелких частиц в набивке из расклинивающего наполнителя в трещине, выведение любого количества мелких частиц из трещины (или призабойной зоны), стабилизацию частиц гравия в окрестности сетчатого фильтра, стабилизацию при поломке сетчатого фильтра и блокирование мелких частиц в пласте, не вызывая ухудшение проницаемости пласта.

В определенных вариантах осуществления композицию замедленного действия, повышающую клейкость, которая содержит водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты, будут размещать, по меньшей мере, в одной трещине гидравлического разрыва пласта, заполненной расклинивающим наполнителем, внутри неуплотненной зоны подземного пласта. Активатор замедленного высвобождения кислоты, будет приводить к образованию кислоты, которая активирует водный агент, повышающий клейкость, содержащийся в композиции замедленного действия, повышающей клейкость. Активированный водный агент, повышающий клейкость, будет стабилизировать неплотно связанные частицы в пласте. В исправительных вариантах осуществления композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения можно вводить в подземный пласт вместе с любой подходящей жидкостью основы. Подходящие жидкости на водной основе включают пресную воду, соленую воду, рассол, морскую воду или любую другую жидкость на водной основе, которая не будет неблагоприятным образом вступать в реакцию с другими компонентами, используемыми в соответствии с данным изобретением, или с подземным пластом. Необходимо обратить внимание на то, что если жидкость на водной основе будет содержать большие концентрации солей, то тогда данные соли будут иметь возможность выступать в роли активатора для водного агента, повышающего клейкость, что может оказаться нежелательным. Как должен осознавать специалист в соответствующей области, водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного действия, высвобождающий кислоту, необязательно должны присутствовать в одной и той же рабочей жидкости или на одной и той же стадии обработки, хотя обычно это является предпочтительным.

3. Упреждающие способы

Упреждающие способы настоящего изобретения являются наиболее подходящими для скважин, которые еще не подвергали обработке с гидравлическим разрывом пласта или с получением гравийной набивки. Данные способы можно использовать в качестве предварительной обработки до обработки с гидравлическим разрывом пласта или на ранней стадии обработки с гидравлическим разрывом пласта (включающей диагностическую закачку) в порядке обработки с предварительной закачкой рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта без расклинивающего наполнителя.

В определенных вариантах осуществления упреждающие способы настоящего изобретения включают размещение композиции замедленного действия, повышающей клейкость, в подземном пласте до или в качестве части предварительной закачки рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта без расклинивающего наполнителя при проведении обработки с гидравлическим разрывом пласта. Вторая стадия включает гидравлический разрыв части подземного пласта. Данная стадия гидравлического разрыва пласта может включать введение в пласт определенного расклинивающего наполнителя. Данный расклинивающий наполнитель может быть с нанесенным покрытием, без нанесенного покрытия или являться комбинацией обоих вариантов (то есть определенное количество с нанесенным покрытием, после этого определенное количество без нанесенного покрытия и так далее). В определенных вариантах осуществления расклинивающий наполнитель с нанесенным покрытием, с экономической точки зрения, предпочтительно вводить в конце обработки с гидравлическим разрывом пласта. Третья стадия включает введение расклинивающего наполнителя во время проведения обработки с гидравлическим разрывом пласта в трещины, созданные во время проведения обработки с гидравлическим разрывом пласта. Расклинивающий наполнитель может формировать в трещинах набивки из расклинивающего наполнителя. Все три стадии можно провести с использованием одной рабочей жидкости. Как должен осознавать специалист в соответствующей области, водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты, необязательно должны присутствовать в одной и той же рабочей жидкости или на одной и той же стадии обработки, хотя обычно это является предпочтительным.

4. Введение расклинивающего наполнителя с нанесенным покрытием

В определенных вариантах осуществления композиции замедленного действия, повышающие клейкость, настоящего изобретения можно нанести в виде покрытия на расклинивающий наполнитель, используемый в способе гидравлического разрыва пласта или получения гравийной набивки, подобном тем, что описывались выше. Получающийся в результате расклинивающий наполнитель с нанесенным покрытием можно вводить в качестве части способа гидравлического разрыва пласта или получения гравийной набивки в любой момент во время осуществления одного из способов, описанных выше. Предпочтительно расклинивающий наполнитель с нанесенным покрытием вводят ближе к концу обработки с гидравлическим разрывом пласта или с получением гравийной набивки для того, чтобы можно было бы добиться получения максимальной экономической выгоды. Термин «расклинивающий наполнитель с нанесенным покрытием» в соответствии с использованием в настоящем документе обозначает частицы расклинивающего наполнителя, на которые, по меньшей мере, частично нанесли покрытие в виде композиции замедленного действия, повышающей клейкость, или ее компонента. Покрытие на частицы расклинивающего наполнителя можно наносить по любому подходящему способу, как это должен осознать специалист в соответствующей области после ознакомления с данным описанием. Термин «с нанесенным покрытием» не подразумевает какой-либо конкретной степени покрытия частиц расклинивающего наполнителя композицией замедленного действия, повышающей клейкость.

В соответствии с настоящим изобретением в качестве расклинивающего наполнителя возможно использование широкого ассортимента материалов частиц, включающих нижеследующее, но не ограничивающихся только им: песок; боксит; керамические материалы; материалы на основе стекла; расклинивающий наполнитель с предварительно нанесенным покрытием из смолы (например, коммерчески доступный в компаниях Borden Chemicals и Santrol, например, где обе компании из Хьюстона, Техас); полимерные материалы; (тетрафторэтиленовые) материалы “TEFLON™”; ореховая скорлупа; размолотая или дробленая ореховая скорлупа; лузга; размолотая или дробленая лузга; куски фруктовых косточек; размолотые или дробленые фруктовые косточки; подвергнутая обработке древесина; частицы композитов, полученных из связующего и частиц наполнителей, включающих диоксид кремния, оксид алюминия, угольную пыль, технический углерод, графит, слюду, диоксид титана, метасиликат, силикат кальция, каолин, тальк, диоксид циркония, бор, зольную пыль, полые стеклянные микросферы и твердое стекло; или их смеси. Используемый расклинивающий наполнитель может характеризоваться размером частиц в диапазоне от приблизительно 2 до приблизительно 400 меш в шкале сит США. Расклинивающим наполнителем предпочтительно является сортированный песок, характеризующийся размером частиц в диапазоне от приблизительно 10 до приблизительно 70 меш в шкале сит США. Предпочтительные диапазоны распределения частиц песка по размерам представляют собой один или несколько вариантов, выбираемых из 10-20 меш, 20-40 меш, 40-60 меш или 50-70 меш в зависимости от размера частиц и его распределения для частиц продуктивной толщи, отсеиваемых при использовании расклинивающего наполнителя.

Для облегчения лучшего понимания настоящего изобретения предлагаются следующие далее примеры определенных аспектов некоторых вариантов реализации. Следующие далее примеры никоим образом не должны восприниматься в качестве ограничения или определения объема изобретения.

ПРИМЕРЫ

К 5 мл 40%-ного раствора полимерного сложного поли(эфира акриловой кислоты) в воде (доведенного буферным раствором NaHCO3 до рН около 9) добавляли к 5 мл этилортоацетата до получения общего объема 100 мл. После этого добавляли 10 г активированного угля (моделирование угольной мелочи). Флоккулирования не проводили. При понижении значения рН до уровня, близкого к нейтральному, с использованием неактивирующего 3%-ного раствора HCl сложный ортоэфир гидролизовался, высвобождая уксусную кислоту, которая активировала полимерный сложный поли(эфир акриловой кислоты), который приводил к уплотнению угля.

Поэтому настоящее изобретение является хорошо адаптированным для достижения целей и преимуществ, как упомянутых, так и тех, что являются неотъемлемыми для настоящего изобретения. Несмотря на возможность внесения специалистом в соответствующей области многочисленных изменений, такие изменения включаются в сущность данного изобретения, определенного в прилагаемой формуле изобретения. Термины в формуле изобретения имеют свои очевидные обычные значения, если только заявителем на право получения патента однозначно и четко не будет определено другого.

1. Множество частиц расклинивающего наполнителя с нанесенным покрытием в виде композиции замедленного действия, повышающей клейкость, которая содержит водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты, способный активировать водный агент, повышающий клейкость, причем активатор замедленного высвобождения кислоты содержит, по меньшей мере, один материал, выбранный из группы, состоящей из: ортоацетата; триметилортоацетата; триэтилортоацетата; трипропилортоацетата; триизопропилортоацетата; трибутилортоацетата; поли(ортоацетатов); ортоформиата; триметилортоформиата; триэтилортоформиата; трипропилортоформиата; триизопропилортоформиата; трибутилортоформиата; поли(ортоформиата); ортопропионата; триметилортопропионата; триэтилортопропионата; трипропилортопропионата; триизопропилортопропионата; трибутилортопропионата; поли(ортопропионата); и ортоэфира полифункционального спирта.

2. Множество частиц расклинивающего наполнителя по п.1, где частицы, по меньшей мере, одного расклинивающего наполнителя выбирают из группы, состоящей из: песка; боксита; керамических материалов; материалов на основе стекла; расклинивающего наполнителя с предварительно нанесенным покрытием из смолы; полимерных материалов; тетрафторэтиленовых материалов; ореховой скорлупы; кусков ореховой скорлупы; кусков фруктовых косточек; частиц подвергнутой обработке древесины; частиц композитов, полученных из связующего и частиц наполнителей; диоксида кремния; оксида алюминия; угольной пыли; технического углерода; графита; слюды; диоксида титана; метасиликата; силиката кальция; каолина; талька; диоксида циркония; бора; зольной пыли; полых стеклянных микросфер; и их смесей.

3. Множество частиц расклинивающего наполнителя по п.1, где водный агент, повышающий клейкость, выбирают из группы, состоящей из: полимера акриловой кислоты; полимера сложного эфира акриловой кислоты; полимера производного акриловой кислоты; гомополимера акриловой кислоты; гомополимера сложного эфира акриловой кислоты; поли(метилакрилата), поли(бутилакрилата); поли(2-этилгексилакрилата); сополимера сложного эфира акриловой кислоты; полимера производного метакриловой кислоты; гомополимера метакриловой кислоты; гомополимера сложного эфира метакриловой кислоты; поли(метил-метакрилата), поли(бутилметакрилата); поли(2-этилгексилметакрилата); полимера акриламидометилпропансульфоната; полимера производного акриламидометилпропансульфоната; сополимера акриламидометил-пропансульфоната; сополимера акриловой кислоты/акриламидометил-пропансульфоната, четвертичного бензилкокоди(гидроксиэтил)амина; п-трет-амилфенола, сконденсированного с формальдегидом; сополимера, содержащего от приблизительно 80% до приблизительно 100% C1-30 алкилметакрилатных мономеров и от приблизительно 0% до приблизительно 20% гидрофильных мономеров, и любую их комбинацию.

4. Состав для обработки приствольной зоны для использования в подземном пласте для регулирования миграции частиц, содержащий жидкость на водной основе и множество частиц расклинивающего наполнителя, покрытых композицией замедленного действия повышающей клейкость, при этом композиция замедленного действия, повышающая клейкость, содержит водный агент, повышающий клейкость, и активатор замедленного высвобождения кислоты, способный активировать водный агент, повышающий клейкость, где активатор замедленного высвобождения кислоты включает, по меньшей мере, один материал, выбранный из группы, состоящей из: ортоацетата; триметилортоацетата; триэтилортоацетата; трипропилортоацетата; триизопропилортоацетата; трибутилортоацетата; поли(ортоацетата); ортоформиата; триметилортоформиата; триэтилортоформиата; трипропилортоформиата; триизопропилортоформиата; трибутилортоформиата; поли(ортоформиата); ортопропионата; триметилортопропионата; триэтилортопропионата; трипропилортопропионата; триизопропилортопропионата; трибутилортопропионата; поли(ортопропионата); и ортоэфира полифункционального спирта.

5. Состав по п.4, где состав для обработки приствольной зоны представляет собой рабочую жидкость для гидравлического разрыва пласта или рабочую жидкость для получения гравийной набивки.

6. Состав по п.4, где состав для обработки приствольной зоны представляет собой вспененный состав для обработки приствольной зоны.

7. Состав по п.4, где состав для обработки приствольной зоны содержит компонент, выбранный из группы, состоящей из: пресной воды; соленой воды; рассолов; морской воды; пенообразователя; алкиламидобетаинов; кокоамидопропилбетаина; альфа-олефинсульфоната; хлорида триметилталлоуаммония; C8-C22 алкилэтоксилатсульфата; хлорида триметилкоко аммония; гелеобразователя; природного биополимера; синтетического полимера; сшитого гелеобразователя; вязкоупругого поверхностно-активного вещества; гуара; ксантана; полисахарида; подвергнутого деполимеризации гелеобразователя; и разжижителя геля.

8. Состав по п.4, где состав для обработки приствольной зоны содержит композицию замедленного действия, повышающую клейкость, которая содержит добавку, выбранную из группы, состоящей из: гелеобразователя; буферного вещества; поверхностно-активного вещества; разжижителя геля; фермента; хелатообразователя; вещества, регулирующего пенообразование; кислоты; ингибитора; и ингибитора образования отложений.

9. Состав по п.4, где состав для обработки приствольной зоны содержит водный агент, повышающий клейкость, который содержит полимер, который может связывать, коагулировать или флоккулировать частицы в подземном пласте.

10. Состав по п.4, где состав для обработки приствольной зоны содержит водный агент, повышающий клейкость, который выбирают из группы, состоящей из: полимера акриловой кислоты; полимера сложного эфира акриловой кислоты; полимера производного акриловой кислоты; гомополимера акриловой кислоты; гомополимера сложного эфира акриловой кислоты; поли(метилакрилата), поли(бутилакрилата); поли(2-этилгексилакрилата); сополимера сложного эфира акриловой кислоты; полимера производного метакриловой кислоты; гомополимера метакриловой кислоты; гомополимера сложного эфира метакриловой кислоты; поли(метилметакрилата), поли(бутилметакрилата); поли(2-этилгексилметакрилата); полимера акриламидометилпропансульфоната; полимера производного акриламидометилпропансульфоната; сополимера акриламидометилпропансульфоната; сополимера акриловой кислоты/акриламидометилпропансульфоната, любого их производного и любой их комбинации.

11. Состав по п.4, где состав для обработки приствольной зоны содержит водный агент, повышающий клейкость, который выбирают из группы, состоящей из: четвертичного бензилкокоди(гидроксиэтил)амина; п-трет-амилфенола, сконденсированного с формальдегидом; и сополимера, содержащего от приблизительно 80% до приблизительно 100% С1-30 алкилметакрилатных мономеров и от приблизительно 0% до приблизительно 20% гидрофильных мономеров.

12. Состав по п.4, где состав для обработки приствольной зоны содержит водный агент, повышающий клейкость, который составляет от приблизительно 0,01% до приблизительно 10% от композиции замедленного действия, повышающей клейкость.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к способу приготовления наноэмульсий вода в масле или масло в воде, в котором дисперсная фаза распределена в дисперсионной фазе в виде капель, имеющих диаметр от 1 до 500 нм, включающему: 1) приготовление гомогенной смеси (1) вода/масло, характеризующейся поверхностным натяжением менее 1 мН/м, включающей воду в количестве от 30 до 70 масс.%, по меньшей мере два поверхностно-активных вещества с различным ГЛБ, выбираемыми из неионных, анионных, полимерных поверхностно-активных веществ, причем указанные поверхностно-активные вещества присутствуют в таком количестве, чтобы сделать смесь гомогенной; 2) разбавление смеси (1) в дисперсионной фазе, состоящей из масла или воды с добавлением поверхностно-активного вещества, выбираемого из неионных, анионных, полимерных поверхностно-активных веществ, причем количество дисперсионной фазы и поверхностно-активного вещества является таким, чтобы получить наноэмульсию с ГЛБ, отличающимся от ГЛБ смеси (1).
Изобретение относится к области горного дела, в частности к технологии бурения скважин, при наличии в разрезе интервалов поглощений промывочных жидкостей (буровых растворов).

Изобретение относится к сферическим керамическим элементам, таким как расклинивающие агенты, для поддержания проницаемости в подземных формациях, чтобы облегчить добычу из них нефти и газа.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для приготовления облегченных тампонажных цементных растворов при цементировании обсадных колонн, газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.
Изобретение относится к добыче нефти и газа и направлено на снижение пожарной опасности, токсичности, а также на сохранение продуктивности скважины после ремонта. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины. .

Изобретение относится к области строительства и капитального ремонта скважин. .
Изобретение относится к расширяющемуся тампонажному материалу и может найти применение при креплении нефтяных и газовых скважин в диапазоне температур от 22 до 110°С.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта с поровым и трещинно-поровым коллекторами терригенного состава с глинисто-карбонатным цементом.

Изобретение относится к области извлечения углеводородов из подземного пласта, а более конкретно - к удалению жидкостей для обработки на водной основе, содержащих вязкоупругие поверхностно-активные вещества ВУПАВ, используемых во время операций извлечения углеводородов.
Изобретение относится к способу приготовления наноэмульсий вода в масле или масло в воде, в котором дисперсная фаза распределена в дисперсионной фазе в виде капель, имеющих диаметр от 1 до 500 нм, включающему: 1) приготовление гомогенной смеси (1) вода/масло, характеризующейся поверхностным натяжением менее 1 мН/м, включающей воду в количестве от 30 до 70 масс.%, по меньшей мере два поверхностно-активных вещества с различным ГЛБ, выбираемыми из неионных, анионных, полимерных поверхностно-активных веществ, причем указанные поверхностно-активные вещества присутствуют в таком количестве, чтобы сделать смесь гомогенной; 2) разбавление смеси (1) в дисперсионной фазе, состоящей из масла или воды с добавлением поверхностно-активного вещества, выбираемого из неионных, анионных, полимерных поверхностно-активных веществ, причем количество дисперсионной фазы и поверхностно-активного вещества является таким, чтобы получить наноэмульсию с ГЛБ, отличающимся от ГЛБ смеси (1).
Изобретение относится к области горного дела, в частности к технологии бурения скважин, при наличии в разрезе интервалов поглощений промывочных жидкостей (буровых растворов).

Изобретение относится к сферическим керамическим элементам, таким как расклинивающие агенты, для поддержания проницаемости в подземных формациях, чтобы облегчить добычу из них нефти и газа.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для приготовления облегченных тампонажных цементных растворов при цементировании обсадных колонн, газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.
Изобретение относится к добыче нефти и газа и направлено на снижение пожарной опасности, токсичности, а также на сохранение продуктивности скважины после ремонта. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины. .

Изобретение относится к области строительства и капитального ремонта скважин. .
Изобретение относится к расширяющемуся тампонажному материалу и может найти применение при креплении нефтяных и газовых скважин в диапазоне температур от 22 до 110°С.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта с поровым и трещинно-поровым коллекторами терригенного состава с глинисто-карбонатным цементом.

Изобретение относится к области извлечения углеводородов из подземного пласта, а более конкретно - к удалению жидкостей для обработки на водной основе, содержащих вязкоупругие поверхностно-активные вещества ВУПАВ, используемых во время операций извлечения углеводородов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки призабойной зоны фациально-неоднородных низкопроницаемых коллекторов добывающих и нагнетательных скважин
Наверх