Дополнительные поверхностно-активные композиции и способы их изготовления и применения



Дополнительные поверхностно-активные композиции и способы их изготовления и применения
Дополнительные поверхностно-активные композиции и способы их изготовления и применения
Дополнительные поверхностно-активные композиции и способы их изготовления и применения
Дополнительные поверхностно-активные композиции и способы их изготовления и применения
Дополнительные поверхностно-активные композиции и способы их изготовления и применения
Дополнительные поверхностно-активные композиции и способы их изготовления и применения
Дополнительные поверхностно-активные композиции и способы их изготовления и применения

 


Владельцы патента RU 2487908:

КЛИАРВОТЕР ИНТЕРНЭШНЛ, ЭлЭлСи (US)

Изобретение относится к системам, используемым в бурильных операциях. Поверхностно-активная композиция - ПАК, включающая: первую поверхностно-активную подсистему ПАП, содержащую фторированную ПАП, вторую ПАП, содержащую кремнийорганическую ПАП, и необязательно подсистему растворителя, где композиция приспособлена для вспенивания текучей среды, включающей спектроскопически анализируемую сырую нефть и/или конденсат, присутствующие в продуктивном пласте. Композиция бурового раствора, содержащая указанную выше ПАК. Композиция раствора для заканчивания скважин, содержащая указанную выше ПАК. Композиция для гидравлического разрыва пласта, содержащая указанную выше ПАК. Композиция раствора для воздействия на пласт, содержащая указанную выше ПАК. Способ вспенивания текучей среды, содержащей нефть и/или конденсат, включает анализ сырой нефти и/или конденсат, подготовку указанной выше ПАК, добавление ее к скважинной текучей жидкости, добавление вспенивающего газа. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение устойчивости составов во времени и при повышенных температурах. 6 н. и 14 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 ил.

 

Уровень техники, к которой относится изобретение

1. Область изобретения

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к дополнительным поверхностно-активным системам для использования в бурильных операциях и к способам их изготовления и применения.

Более конкретно, варианты осуществления настоящего изобретения относятся к дополнительным поверхностно-активным системам для применения в бурильных операциях и к способам их изготовления и применения, причем системы включают поверхностно-активную подсистему и необязательную подсистему растворителя, где поверхностно-активная подсистема включает фторированное поверхностно-активное вещество и кремнийорганическое поверхностно-активное вещество, причем системы можно перестраивать на определенный продуктивный пласт для достижения желательной высоты пены и периода полураспада пены в операциях бурения, производства и воздействия на пласт.

2. Описание предшествующего уровня техники

Существует малое количество совместимых поверхностно-активных веществ, обладающих желательными свойствами пены для многоцелевых горных операций, бурение, и извлечения сырой нефти и особенно конденсата.

Существуют имеющие масляную основу или так называемые углеводородные поверхностно-активные вещества двух категорий: поверхностно-активные вещества на основе кремнийорганических соединений и поверхностно-активные вещества на основе фторуглеродных соединений. В то время как использование фторуглеродных поверхностно-активных веществ ограничено горными операциями, включая гидравлический разрыв пласта и, возможно, извлечение конденсата, как описано в патентах США №№ 4796702; 4836281 и 4404112, кремнийорганические поверхностно-активные вещества, как показали Falana и др. в патентной публикации США № 2010-0000795 A1, пригодны для составов, используемых в бурении при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины. Использование поверхностно-активных веществ в извлечении конденсатов все еще отличается необъяснимыми несоответствиями в совместимости или ее отсутствием при переходе от одного конденсата к другому. В настоящее время в США фторуглеродные поверхностно-активные вещества известны как отравляющие окружающую среду, в то время как поверхностно-активные вещества поверхностно-активные вещества на основе кремнийорганических соединений известны как производимые в растворителях, которые подозревают в том, что они вызывают рак или наносят вред окружающей среде, например, алкилбензолы. Кроме того, смесь полигликозидов и амфотерных поверхностно-активных веществ использовали для извлечения менее чем 100% конденсатов, как описано в патентной публикации США № 2007/0181307 A1.

Таким образом, существует необходимость в разработке поверхностно-активных системах для применения в операциях бурения, производства и воздействия на пласт, которые можно перестраивать на продуктивный пласт, чтобы можно было обеспечивать желательную высоту и период полураспада пены.

Сущность изобретения

Варианты осуществления настоящего изобретения предлагают поверхностно-активные композиции, включающие от 0 мас.% до 100 мас.% первой поверхностно-активной подсистемы, от 100 мас.% до 0 мас.% второй поверхностно-активной подсистемы и от 0 мас.% до 100 мас.% подсистемы растворителя на основании массовой процентной доли поверхностно-активных подсистем, где композиции приспособлены для вспенивания текучей среды, включающей спектроскопически анализируемую сырую нефть и/или конденсат, присутствующие в продуктивном пласте.

Варианты осуществления настоящего изобретения предлагают композиции бурового раствора, включающие от 0 мас.% до 100 мас.% первой поверхностно-активной подсистемы, от 100 мас.% до 0 мас.% второй поверхностно-активной подсистемы и от 0 мас.% до 100 мас.% подсистемы растворителя на основании массовой процентной доли поверхностно-активных подсистем, где системы приспособлены для вспенивания композиций бурового раствора, включающего спектроскопически анализируемую сырую нефть и/или конденсат, присутствующие в продуктивном пласте.

Варианты осуществления настоящего изобретения предлагают композицию раствора для заканчивания скважины, содержащую поверхностно-активную систему, включающую от 0 мас.% до 100 мас.% первой поверхностно-активной подсистемы, от 100 мас.% до 0 мас.% второй поверхностно-активной подсистемы и от 0 мас.% до 100 мас.% подсистемы растворителя на основании массовой процентной доли поверхностно-активных подсистем, где системы приспособлены для вспенивания композиций раствора для заканчивания скважины, включающего спектроскопически анализируемую сырую нефть и/или конденсат, присутствующие в продуктивном пласте.

Варианты осуществления настоящего изобретения предлагают композицию раствора для гидравлического разрыва пласта, содержащую поверхностно-активную систему, включающую от 0 мас.% до 100 мас.% первой поверхностно-активной подсистемы, от 100 мас.% до 0 мас.% второй поверхностно-активной подсистемы и от 0 мас.% до 100 мас.% подсистемы растворителя на основании массовой процентной доли поверхностно-активных подсистем, где система приспособлена для вспенивания композиций раствора для гидравлического разрыва пласта, включающего спектроскопически анализируемую сырую нефть и/или конденсат, присутствующие в продуктивном пласте.

Варианты осуществления настоящего изобретения предлагают композицию раствора для воздействия на пласт, содержащую поверхностно-активную систему, включающую от 0 мас.% до 100 мас.% первой поверхностно-активной подсистемы, от 100 мас.% до 0 мас.% второй поверхностно-активной подсистемы и от 0 мас.% до 100 мас.% подсистемы растворителя на основании массовой процентной доли поверхностно-активных подсистем, где система приспособлена для вспенивания композиций раствора для воздействия на пласт, включающего спектроскопически анализируемую сырую нефть и/или конденсат, присутствующие в продуктивном пласте.

Варианты осуществления настоящего изобретения предлагают способы вспенивания текучей среды, включающей сырую нефть и/или конденсат, включая анализ сырой нефти и/или конденсата из продуктивного пласта. Способы также включают приготовление поверхностно-активной системы, включающей от 0 мас.% до 100 мас.% первой поверхностно-активной подсистемы, от 100 мас.% до 0 мас.% второй поверхностно-активной подсистемы и от 0 мас.% до 100 мас.% подсистемы растворителя на основании массовой процентной доли поверхностно-активных подсистем, где система приспособлена для вспенивания текучей среды, включающей анализируемую сырую нефть и/или конденсат. Способы также включают добавление эффективного количества поверхностно-активной системы к скважинной текучей среде, где эффективное количество является достаточным для образования устойчивой пены при добавлении газа. Способы также включают добавление вспенивающего количества газа к скважинной текучей среде, достаточное для превращения текучей среды в устойчивую пену.

Для буровых растворов варианты осуществления способов согласно настоящему изобретению дополнительно включают нагнетание бурового раствора в буровую скважину во время бурения через буровую коронку, где текучая среда включает поверхностно-активную систему, включающую от 0 мас.% до 100 мас.% первой поверхностно-активной подсистемы, от 100 мас.% до 0 мас.% второй поверхностно-активной подсистемы и от 0 мас.% до 100 мас.% подсистемы растворителя на основании массовой процентной доли поверхностно-активных подсистем, где система приспособлена для вспенивания текучей среды, включающей анализируемую сырую нефть и/или конденсат, и введение эффективного количества газа для вспенивания бурового раствора с получением устойчивой пены бурового раствора.

Для растворов для гидравлического разрыва пласта варианты осуществления способов настоящего изобретения дополнительно включают нагнетание раствора для гидравлического разрыва пласта в продуктивный пласт в условиях образования трещин в пласте в присутствии или при отсутствии расклинивающего наполнителя, где текучая среда включает поверхностно-активную систему, включающую от 0 мас.% до 100 мас.% первой поверхностно-активной подсистемы, от 100 мас.% до 0 мас.% второй поверхностно-активной подсистемы и от 0 мас.% до 100 мас.% подсистемы растворителя на основании массовой процентной доли поверхностно-активных подсистем, и где система приспособлена для вспенивания текучей среды, включающей анализируемую сырую нефть и/или конденсат.

Для подъемных растворов варианты осуществления способов настоящего изобретения дополнительно включают нагнетание пенообразующего эффективного количества газа и подъемного раствора в законченный и продуктивный пласт для получения устойчивой пены подъемного раствора, уменьшающей вес колонны и улучшающей добычу, где подъемный раствор включает эффективное количество поверхностно-активной системы, включающей от 0 мас.% до 100 мас.% первой поверхностно-активной подсистемы, от 100 мас.% до 0 мас.% второй поверхностно-активной подсистемы и от 0 мас.% до 100 мас.% подсистемы растворителя на основании массовой процентной доли поверхностно-активных подсистем, где система приспособлена для вспенивания текучей среды, включающей анализируемую сырую нефть и/или конденсат.

Для растворов для воздействия на пласт варианты осуществления способов настоящего изобретения дополнительно включают нагнетание пенообразующего эффективного количества газа и раствора для воздействия на пласт в законченный и продуктивный пласт для получения устойчивой пены в условиях нагревания и давления, достаточных для введения пены в пласт, чтобы улучшить добычу, где подъемный раствор включает эффективное количество поверхностно-активной системы, включающей от 0 мас.% до 100 мас.% первой поверхностно-активной подсистемы, от 100 мас.% до 0 мас.% второй поверхностно-активной подсистемы и от 0 мас.% до 100 мас.% подсистемы растворителя на основании массовой процентной доли поверхностно-активных подсистем, где система приспособлена для вспенивания текучей среды, включающей анализируемую сырую нефть и/или конденсат.

Варианты осуществления способов настоящего изобретения включают способ бурения нефтяных и/или газовых скважин, включая стадии создания пены бурового раствора на масляной основе согласно настоящему изобретению. Способ также включает стадию бурения нефтяных и/или газовых скважин с использованием бурового раствора. Способ также включает добавление или введение достаточного количества азотсодержащего газа для получения устойчивой пены, чтобы давление текучей среды было ниже или практически равнялось давлению текучей среды пласта, в котором осуществляют бурение.

Краткое описание чертежей

Настоящее изобретение можно лучше понять, обратившись к следующему подробному описанию вместе с прилагаемыми иллюстративными чертежами, в которых подобные элементы обозначены одинаковыми числами:

фиг. 1 представляет наложение инфракрасных спектров с преобразованием Фурье ароматических и неароматических конденсатов относительно красного дизельного топлива.

Определения терминов, используемых в изобретении

Следующие определения приведены, чтобы содействовать специалистам в данной области техники в понимании подробного описания настоящего изобретения.

Термин «гидравлический разрыв пласта» означает процесс и способы разрыва геологического пласта, т. е. горной породы вокруг скважины, путем нагнетания текучей среды при очень высоких давлениях, чтобы увеличить производительность источника углеводородов. В противном случае способы гидравлического разрыва пласта согласно настоящему изобретению используют традиционные технологии, известные в технике.

Термин «поверхностно-активное вещество» означает растворимое или частично растворимое соединение, которое уменьшает поверхностное натяжение жидкостей или уменьшает межфазное натяжение между двумя жидкостями или жидкой и твердой фазами за счет своего скопления и ориентации на данных поверхностях раздела.

Термин «буровые растворы» означает любую текучую среду, которую используют во время операций бурения, включая нефтяные и/или газовые скважины, геотермальные скважины, водяные скважины или другие аналогичные скважины.

Термин «растворы для заканчивания скважины» означает любую текучую среду, которую используют в операциях заканчивания нефтяной и/или газовой скважины.

Термин «эксплуатационные текучие среды» означает любую текучую среду, которую используют в эксплуатационных операциях нефтяной и/или газовой скважины.

Буровой раствор с пониженным и/или управляемым давлением означает буровой раствор, имеющий циркуляционную гидростатическую плотность (давление) ниже или на уровне пластовой плотности (давления). Например, если известный пласт на фактической вертикальной глубине (ФВГ), составляющей 10000 футов (3048 м), имеет гидростатическое давление, составляющее 5000 фунтов на кв. дюйм или 9,6 фунто-метров на галлон (3,45•107 Па), буровой раствор с пониженным давлением имел бы гидростатическое давление, не превышающее 9,6 фунто-метров на галлон (3,45•107 Па). Большинство буровых растворов с пониженным и/или управляемым давлением включают, по меньшей мере, снижающую плотность добавку. Другие добавки включают, главным образом, ингибитор коррозии, регулятор кислотности и ингибитор образования отложений.

Термин «пенообразующий» означает состав, который при смешивании с газом образует устойчивую пену.

Термин «гтг» означает количество галлонов на тысячу галлонов.

Термин «фтг» означает количество фунтов на тысячу галлонов.

Подробное описание изобретения

Авторы настоящего изобретения обнаружили, что можно составлять поверхностно-активные системы для применения в скважинных операциях, затрагивающих продуктивные пласты, где системы перестраивают, чтобы получить желательные величины высоты пены и периода полураспада согласно природе текучих сред, присутствующих в продуктивном пласте. Системы включают фторированную поверхностно-активную подсистему, кремнийорганическую поверхностно-активную подсистему и необязательную подсистему растворителя.

Авторы настоящего изобретения исследовали поверхностную активность, чтобы определить, почему поверхностная активность изменяется в зависимости от природы текучей среды в продуктивном пласте, например, различия между сырой нефтью, конденсатом и/или другими аналогичными текучими средами, присутствующими в продуктивном пласте. Анализом ряда конденсатов получено доказательство того, что указанные текучие среды являются характеристически различными. Конденсаты различаются в отношении своих составляющих, включая алифатические, ароматические, нафталиновые, ненасыщенные соединения, другие компоненты текучих сред или их смеси и сочетания.

Авторы настоящего изобретения также отметили, что большинство фторированных поверхностно-активных веществ, включая полимерные фторированные поверхностно-активные вещества, могут составлять нестойкие в окружающей среде или неопасные компоненты, в которых данные поверхностно-активные вещества можно затем использовать для селективного вспенивания текучей среды, содержащей 100% конденсата. Кроме того, показано, что кремнийорганические поверхностно-активные также вспенивают аналогичные текучие среды.

Авторы настоящего изобретения обнаружили, что смеси поверхностно-активных веществ двух указанных классов могут составлять экологически доброкачественные системы, в которых смеси двух поверхностно-активных веществ проявляют синергические свойства.

Первая поверхностно-активная подсистема включает один поверхностно-активный фторалифатический полимерный сложный эфир (FAPE) или множество поверхностно-активных фторалифатических полимерных сложных эфиров, далее обозначенных сокращением FFS. В определенных вариантах осуществления поверхностно-активный фторалифатический полимерный сложный эфир (FAPE) описан в международных патентных заявках WO 2008/089391 A1 и WO 2008/089386 A2 и поставляется фирмой 3-M Innovative Properties Company (Сент-Пол, штат Миннесота, США). В определенных вариантах осуществления чистые поверхностно-активные полимеры FAPE можно использовать в поверхностно-активные системах согласно настоящему изобретению. В определенных вариантах осуществления поверхностно-активный фторалифатический полимерный сложный эфир (FAPE) может включать неионное полимерное поверхностно-активное вещество. В некоторых вариантах осуществления неионное полимерное поверхностно-активное вещество включает фторированные повторяющиеся звенья, содержащие 4 (в некоторых вариантах осуществления 3, 2 или даже 1) перфторированных атомов углерода. В некоторых вариантах осуществления неионные полимерные поверхностно-активные вещества, полезные в практическом осуществлении настоящего изобретения, включают, по меньшей мере, одно двухвалентное звено, представленное формулой I:

В некоторых вариантах осуществления неионные полимерные поверхностно-активные вещества, полезные в практическом осуществлении настоящего изобретения, включают, по меньшей мере, одно двухвалентное звено, представленное формулой Ia:

В формуле I или Ia Rf представляет собой перфторалкильную группу, содержащую от 3 до 4 атомов углерода (например, перфтор-н-бутил, перфторизобутил, перфтор-втор-бутил, перфтор-трет-бутил, перфтор-н-пропил, или перфторизопропил). В некоторых вариантах осуществления формулы I или Ia Rf представляет собой перфтор-н-бутил. В формуле I или Ia R представляет собой атом водорода или алкильную группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода (например, метил, этил, н-пропил, изопропил, н-бутил, изобутил или втор-бутил). В некоторых вариантах осуществления формулы I или Ia R представляет собой метил или этил.

В формуле I или Ia n представляет собой целое число, принимающее значения от 2 до 11 (т. е. 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 или 11). В некоторых вариантах осуществления неионные полимерные поверхностно-активные вещества, полезные в практическом осуществлении настоящего изобретения, содержат, по меньшей мере, одно двухвалентное звено, представленное формулой Ib:

В некоторых вариантах осуществления неионные полимерные поверхностно-активные вещества, полезные в практическом осуществлении настоящего изобретения, включают повторяющиеся звенья, имеющие подвешенные алкильные группы, содержащие от 14 до 24 (в некоторых вариантах осуществления от 16 до 24 или даже от 18 до 22) атомов углерода. В некоторых вариантах осуществления неионные полимерные поверхностно-активные вещества, полезные в практическом осуществлении настоящего изобретения, включают, по меньшей мере, одно двухвалентное звено, представленное формулой II:

R2 представляет собой атом водорода или алкильную группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода (например, метил, этил, н-пропил, изопропил, н-бутил, изобутил или втор-бутил). В некоторых вариантах осуществления формулы II R2 представляет собой атом водорода. В некоторых вариантах осуществления формулы II R представляет собой метильную группу.

R1 представляет собой алкильную группу, содержащую от 16 до 24 (в некоторых вариантах осуществления от 18 до 22) атомов углерода.

В некоторых вариантах осуществления неионные полимерные поверхностно-активные вещества, включающие, по меньшей мере, одно двухвалентное звено, представленное формулой II, в которой R1 представляет собой алкильную группу, содержащую от 16 до 24 (или даже от 18 до 22) атомов углерода, обеспечивают неожиданно более долгоживущие пены, чем неионные полимерные поверхностно-активные вещества, включающие, по меньшей мере, одно двухвалентное звено, представленное формулой II, в которой R1 представляет собой алкильную группу, содержащую менее чем 14 атомов углерода.

В некоторых вариантах осуществления неионные полимерные поверхностно-активные вещества, полезные в практическом осуществлении настоящего изобретения, включают, по меньшей мере, одно двухвалентное звено, представленное формулой I, в количестве от 45 до 75 (в некоторых вариантах осуществления от 50 до 70 или даже от 55 до 65) мас.% на основании полной массы неионного полимерного поверхностно-активного вещества.

В некоторых вариантах осуществления неионные полимерные поверхностно-активные вещества, полезные в практическом осуществлении настоящего изобретения, включают, по меньшей мере, одно двухвалентное звено, представленное формулой Ia, в количестве от 30 до 65 (в некоторых вариантах осуществления от 35 до 60 или даже от 45 до 55) мас.% на основании полной массы неионного полимерного поверхностно-активного вещества.

В некоторых вариантах осуществления неионные полимерные поверхностно-активные вещества, полезные в практическом осуществлении настоящего изобретения, включают, по меньшей мере, одно двухвалентное звено, представленное формулой II, в количестве от 25 до 55 (в некоторых вариантах осуществления от 30 до 50 или даже от 35 до 45) мас.% или в количестве от 35 до 70 (в некоторых вариантах осуществления от 40 до 65 или даже от 45 до 55) мас.% на основании полной массы неионного полимерного поверхностно-активного вещества.

В некоторых вариантах осуществления неионных полимерных поверхностно-активных веществ, полезных в настоящем изобретении, двухвалентные группы, независимо представленные, по меньшей мере, одной из формул I или Ia, и двухвалентные группы, независимо представленные формулой II, сополимеризованы статистическим образом.

Неионные полимерные поверхностно-активные вещества, полезные в практическом осуществлении настоящего изобретения, можно получать, например, путем сополимеризации смеси, содержащей, по меньшей мере, первый и второй мономеры, как правило, в присутствии агента роста цепи и инициатора. Термин «сополимеризация» означает образование полимера или олигомера, который включает, по меньшей мере, по одному идентифицируемому структурному элементу, принадлежащему каждому из первого и второго мономеров. Как правило, образующийся полимер или олигомер имеет распределение по молекулярной массе и составам.

В некоторых вариантах осуществления первый мономер представляет собой, по меньшей мере, один из фторированных свободнорадикально полимеризующихся мономеров, представленных формулой III, IIIa, или IIIb:

,

в которых Rf, R и n совпадают с определенными выше радикалами для звеньев формул I и Ia.

В некоторых вариантах осуществления второй мономер представляет собой алифатический свободнорадикально полимеризующийся мономер, представленный формулой IV:

,

в которой R1 и R2 совпадают с определенными выше радикалами для двухвалентного звена формулы II.

В некоторых вариантах осуществления неионные полимерные поверхностно-активные вещества, полезные для практического осуществления и/или полученные в рамках настоящего изобретения, имеют среднемассовую молекулярную массу, составляющую, по меньшей мере, 45000 (в некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, 50000, 55000, 60000, 65000, 70000, 75000, 80000, 85000, 90000, 95000, 100000, 105000, 110000, 115000, 120000, 125000, 130000, 135000 или даже, по меньшей мере, 140000) г/моль. В некоторых вариантах осуществления неионные полимерные поверхностно-активные вещества, полезные в практическом осуществлении настоящего изобретения, имеют среднемассовая молекулярную массу до 250000 (в некоторых вариантах осуществления до 245000, 240000, 235000, 230000, 225000, 220000, 215000, 210000, 205000, 200000, 195000, 190000, 185000, 180000, 175000, 170000, 165000 или даже до 160000) г/моль.

Вторая поверхностно-активная подсистема включает кремнийорганическое поверхностно-активное вещество или множество кремнийорганических поверхностно-активных веществ, далее обозначенных сокращением FSS. В определенном варианте осуществления вторая поверхностно-активная подсистема включает кремнийорганическое поверхностно-активное вещество, продаваемое под торговым наименованием OleoFoam C™ (состоящее из пенообразователя, загустителя, инициатора и пеногасителя), которое поставляет фирма Weatherford, включая продукт фирмы Dow Corning. В отличие от поверхностно-активных веществ FAPE первой поверхностно-активной подсистемы, вторую поверхностно-активную подсистему использовали в пенообразующих системах для бурения, как описано в патентной публикации США № 2010/0000795.

Вторая поверхностно-активная подсистема может включать сырую нефть, пенообразователь и растворимый в углеводородах полимер, включая полимер стирольного мономера и диенового мономера. Подходящие углеводородные основные текучие среды включают, без ограничения, синтетические углеводородные текучие среды, углеводородные текучие среды на нефтяной основе, природные углеводородные (неводные) текучие среды или другие аналогичные углеводороды или их смеси или сочетания. Иллюстративные примеры указанных углеводородных текучих сред включают, без ограничения, поли-α-олефины, полибутены, сложные эфиры полиолов, биодизельное топливо, низкомолекулярные сложные эфиры жирных кислот из фракций растений или растительных масел, сложные эфиры спиртов, в том числе Exxate от фирмы Exxon Chemicals, растительные масла, животные масла или сложные эфиры, другие эфирные масла, дизельное топливо, дизельное топливо с низким или высоким содержанием серы, керосин, топливо для реактивных двигателей, вазелиновые масла, минеральные масла, тяжелый керосин с высокой температурой вспышки, гидрированное масло, в том числе PetroCanada HT-40N или IA-35 или аналогичные масла, которые производит фирма Shell Oil Company, олефины с внутренней двойной связью, содержащие приблизительно от 12 до 20 атомов углерода, линейные α-олефины, содержащие приблизительно от 14 до 20 атомов углерода, поли-α-олефины, содержащие от приблизительно 12 до приблизительно 20 атомов углерода, изомеризованные α-олефины (IAO), содержащие приблизительно от 12 до приблизительно 20 атомов углерода, парафины Naptha и Linpar от фирмы VM&P, содержащие от 13 до приблизительно 16 атомов углерода, HF-1000, которые производит фирма Sasol (США), и их смеси или сочетания.

Подходящие полимеры включают, без ограничения, полимер, включающий, по меньшей мере, один ароматический олефиновый мономер и, по меньшей мере, один диеновый мономер. Полимеры могут включать статистические полимеры, блоксополимеры, привитые сополимеры, звездчатые полимеры или другие содержащими много ветвей полимеры, которые включают один или более ароматических олефиновых мономеры и/или один или более диеновых мономеров или их смеси или сочетания. Термин «полимер» при использовании в настоящем описании означает гомополимеры, сополимеры, полимеры, включающие три или более мономеров (олефиновые мономеры и/или диеновые мономеры), полимеры, включающие привитые олигомерные или полимерные фрагменты, которые могут включать мономеры одинакового или различного состава, ветви, выходящие из центра полимера или образующего звездчатую структуру реагента, включая трех- и четырехвалентные связующие агенты или дивинилбензольные фрагменты и т.п., и гомополимеры, имеющие различные тактичности или микроструктуры. Иллюстративные примеры ароматических олефиновых мономеров представляют собой стирол, α-метилстирол, α-трифторметилстирол, фторированные стиролы, в которых атомы фтора занимают положения в кольце или в этиленильной группе, хлорированные стиролы, в которых атомы хлора занимают положения в кольце или в этиленильной группе, алкилированные стиролы, в которых алкильные группы занимают положения в кольце или в этиленильной группе, винилпиридин, алкилированные винилпиридины, в которых алкильные группы занимают положения в кольце или в этиленильной группе, фторированные винилпиридины, в которых атомы фтора занимают положения в кольце или в этиленильной группе, хлорированные винилпиридины, в которых атомы хлора занимают положения в кольце или в этиленильной группе, или их смеси или сочетания. Иллюстративные примеры диеновых мономеров включают, без ограничения, бутадиен (B или BD), изопрен (2-метилбутадиен) (I), 2,3-диметилбутадиен, 1,3-пентадиен, 1,3-гексадиен или другие аналогичные 1,3-диеновые мономеры, или их смеси или сочетания. Иллюстративные примеры полимеров включают, без ограничения, стирол-изопреновые сополимеры (статистические или блоксополимеры), диблоксополимеры (SI), триблоксополимеры (SIS или ISI), мультиблоксополимеры (ISISIS, SISISI и т.д.), стирол-бутадиеновые сополимеры (статистические или блоксополимеры), диблоксополимеры (SBR), триблоксополимеры (SBRS или BRSBR), мультиблоксополимеры (BRSBRSBRS, S BRSBRSBR и т.д.), стирол-изопрен-бутадиеновые сополимеры (статистические или блоксополимеры), триблоксополимеры (SBRI, SIBR или ISBR), мультиблоксополимеры (SISBRS, SBRSIS, BRISIBRS и т.д.), или их смеси или сочетания. Иллюстративные звездчатые полимеры включают полимеры, содержащие ядро и ветви, состоящие из полимера, включая стирол и I или BD. Другие иллюстративные примеры включают привитые сополимеры стирола и бутадиен или изопрена. Подсистемы растворителя для применения в поверхностно-активных системах согласно настоящему изобретению представляют собой неочищенные растворители, обозначаемые в настоящем описании сокращением SS. Неочищенные растворители представляют собой нетоксичные биоразложимые индивидуальные химические вещества и/или смеси химических веществ. Например, HF 1000™ представляет собой биоразложимую смесь парафинов, олефинов, нафтенов, сложных эфиров и продуктов окисления. HF 1000™ представляет собой низковязкую бледно-желтую жидкость, имеющую температуру вспышки выше 80°C (175°F) и температуру застывания -7,2°C (19°F).

Поверхностно-активная композиция согласно настоящему изобретению включают от 0 мас.% до 100 мас.% первой поверхностно-активной подсистемы (FFS), от 100 мас.% до 0 мас.% второй поверхностно-активной подсистемы (FSS) и от 0 мас.% до 100 мас.% подсистемы растворителя (SS) на основании массовой процентной доли поверхностно-активных подсистем. Составы композиций и эффективное количество композиции приспособлены для вспенивания текучей среды, включающей спектроскопически анализируемую сырую нефть и/или конденсат, присутствующие в продуктивном пласте.

Спектроскопический анализ эксплуатационных текучих сред

Настоящее изобретение включает спектроскопический анализ эксплуатационных текучих сред для определения состава компонентов в эксплуатационной текучей среде. Если эксплуатационные текучие среды включают высокое содержание ароматических веществ, аналогичное содержанию ароматических веществ в красном дизельном топливе, то пенообразующая система согласно настоящему изобретению может включать поверхностно-активные вещества FSS в присутствии или при отсутствии поверхностно-активных веществ FFS и в присутствии или при отсутствии растворителей согласно настоящему изобретению. Если эксплуатационные текучие среды включают небольшое или нулевое содержание ароматических веществ, то пенообразующая система согласно настоящему изобретению может включать поверхностно-активные вещества FFS в присутствии или при отсутствии поверхностно-активных веществ FSS и в присутствии или при отсутствии растворителей согласно настоящему изобретению. Во всех других случаях пенообразующая система согласно настоящему изобретению представляет собой сочетание поверхностно-активных веществ FFS и FSS в присутствии или при отсутствии растворителей согласно настоящему изобретению, где количество поверхностно-активных веществ FFS и FSS регулируется в зависимости от характера конденсатов и/или сырой нефти в эксплуатационных текучих средах: более ароматический характер требует более высоких пропорций поверхностно-активных веществ FSS; менее ароматический характер требует более высоких пропорций поверхностно-активных веществ FFS в присутствии или при отсутствии растворителей согласно настоящему изобретению.

Буровые растворы

Как правило, буровой раствор используют во время бурения скважины. Буровые растворы могут предназначаться для так называемого бурения при пониженном давлении (гидростатическое давление бурового раствора ниже порового давления пласта), бурения при регулируемом давлении, где гидростатическое давление бурового раствора регулируют в зависимости от природы материала, через который осуществляют бурение. В каждом типе бурения используются различные типы буровых растворов. Композиции согласно настоящему изобретению предназначены для улучшения дисперсии и устойчивости получаемых буровых растворов таким образом, чтобы выбуренная порода оставалась взвешенной в течение более продолжительных периодов времени или при температурах до 450°F (232°C).

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к композициям бурового раствора, включающим поверхностно-активную систему согласно настоящему изобретению, где поверхностно-активная система включает от 0 мас.% до 100 мас.% первой поверхностно-активной подсистемы, от 100 мас.% до 0 мас.% второй поверхностно-активной подсистемы и от 0 мас.% до 100 мас.% подсистемы растворителя на основании массовой процентной доли поверхностно-активных подсистем. Составы композиций и эффективное количество композиции приспособлены для вспенивания текучей среды, включая спектроскопически анализируемую сырую нефть и/или конденсат, присутствующие в продуктивном пласте.

Растворы для заканчивания скважины

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к композициям растворов для заканчивания скважины, включающим поверхностно-активную систему согласно настоящему изобретению, где поверхностно-активная система включает от 0 мас.% до 100 мас.% первой поверхностно-активной подсистемы, от 100 мас.% до 0 мас.% второй поверхностно-активной подсистемы и от 0 мас.% до 100 мас.% подсистемы растворителя на основании массовой процентной доли поверхностно-активных подсистем. Составы композиций и эффективное количество композиции приспособлены для вспенивания текучей среды, включающей спектроскопически анализируемую сырую нефть и/или конденсат, присутствующие в продуктивном пласте.

Растворы для гидравлического разрыва пласта

Настоящее изобретение также относится к способам гидравлического разрыва подземного пласта, включающим приготовление раствора для гидравлического разрыва пласта, включающего поверхностно-активную систему согласно настоящему изобретению, и нагнетание геля и коацервата вниз в скважину, в присутствии или при отсутствии расклинивающего наполнителя и под достаточным давлением для разрыва пласта. Расклинивающие наполнители, подходящие для настоящего изобретения, включают все обычно используемые или общепринятые расклинивающие материалы, включая песок, ракушечник и другие твердые частицы. Текучую среду можно использовать при отсутствии традиционных солей, образующих солевой раствор. Гели на водной основе, используемые для гидравлического разрыва пласта и других видов обработки скважины, обычно содержат гуар, целлюлозу или смолы, что зависит от химической связи, и являются чувствительными к сдвигу.

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к композициям растворов для гидравлического разрыва пласта, включающих поверхностно-активную систему согласно настоящему изобретению, где поверхностно-активная система включает от 0 мас.% до 100 мас.% первой поверхностно-активной подсистемы, от 100 мас.% до 0 мас.% второй поверхностно-активной подсистемы и от 0 мас.% до 100 мас.% подсистемы растворителя на основании массовой процентной доли поверхностно-активных подсистем. Составы композиций и эффективное количество композиции приспособлены для вспенивания текучей среды, включающей спектроскопически анализируемую сырую нефть и/или конденсат, присутствующие в продуктивном пласте.

Растворы для воздействия на пласт

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к композициям растворов для воздействия на пласт, включающих поверхностно-активную систему согласно настоящему изобретению, где поверхностно-активная система включает от 0 мас.% до 100 мас.% первой поверхностно-активной подсистемы, от 100 мас.% до 0 мас.% второй поверхностно-активной подсистемы и от 0 мас.% до 100 мас.% подсистемы растворителя на основании массовой процентной доли поверхностно-активных подсистем. Составы композиций и эффективное количество композиции приспособлены для вспенивания текучей среды, включающей спектроскопически анализируемую сырую нефть и/или конденсат, присутствующие в продуктивном пласте.

Составы композиций

В определенных вариантах осуществления композиция включает массовое соотношение первой поверхностно-активной подсистемы и второй поверхностно-активной подсистемы, которое составляет от приблизительно 10:1 до приблизительно 1:10. В других вариантах осуществления композиция включает массовое соотношение первой поверхностно-активной подсистемы и второй поверхностно-активной подсистемы, которое составляет от приблизительно 4:1 до приблизительно 1:4. В других вариантах осуществления композиция включает массовое соотношение первой поверхностно-активной подсистемы и второй поверхностно-активной подсистемы, которое составляет от приблизительно 7:3 до приблизительно 3:7. В других вариантах осуществления композиция включает массовое соотношение первой поверхностно-активной подсистемы и второй поверхностно-активной подсистемы, которое составляет от приблизительно 3:2 до приблизительно 2:3. В других вариантах осуществления композиция включает массовое соотношение первой поверхностно-активной подсистемы и второй поверхностно-активной подсистемы, которое составляет приблизительно 1:1. В других вариантах осуществления композиция включает массовое соотношение первой поверхностно-активной подсистемы, второй поверхностно-активной подсистемы и подсистемы растворителя, которое составляет приблизительно 10:1:1, и приблизительно 1:10:1, и приблизительно 10:1:10, и приблизительно 1:10:10. В других вариантах осуществления композиция включает массовое соотношение первой поверхностно-активной подсистемы, второй поверхностно-активной подсистемы и подсистемы растворителя, которое составляет приблизительно 4:1:1, и приблизительно 1:4:1, и приблизительно 4:1:4, и приблизительно 1:4:4. В других вариантах осуществления композиция включает массовое соотношение первой поверхностно-активной подсистемы, второй поверхностно-активной подсистемы и подсистемы растворителя, которое составляет приблизительно 7:3:1, и приблизительно 3:7:1, и приблизительно 7:3:3, и приблизительно 3:7:3, и 7:3:7, и приблизительно 3:7:7. В других вариантах осуществления композиция включает массовое соотношение первой поверхностно-активной подсистемы, второй поверхностно-активной подсистемы и подсистемы растворителя, которое составляет приблизительно 3:2:1, и приблизительно 2:3:1, и приблизительно 3:2:2, и приблизительно 2:3:2, и приблизительно 3:2:3, и приблизительно 2:3:3. В других вариантах осуществления композиция включает массовое соотношение первой поверхностно-активной подсистемы, второй поверхностно-активной подсистемы и подсистемы растворителя, которое составляет приблизительно 1:1:0,1 и приблизительно 1:1:10.

Для применений, где эксплуатационные текучие среды включают конденсат, который содержит небольшое или нулевое количество ароматических веществ, пенообразующие системы согласно настоящему изобретению включают одно или множество поверхностно-активных веществ FFS в концентрации от приблизительно 1 об.% до 20 об.%. В других вариантах осуществления концентрация составляет от приблизительно 5 об.% до приблизительно 15 об.%. В других вариантах осуществления пенообразующие системы для конденсатов, которые содержат небольшое или нулевое количество ароматических веществ, включают одно или множество FFS и подсистему растворителя согласно настоящему изобретению в соотношении от приблизительно 1:50 до приблизительно 1:1 в концентрации от приблизительно 5 об.% до 20 об.%. В других вариантах осуществления концентрация составляет от приблизительно 10 об.% до приблизительно 15 об.%.

Для применений, где эксплуатационные текучие среды включают сырые нефти или конденсаты с высоким содержанием ароматических веществ, пенообразующие системы согласно настоящему изобретению включают одно или множество поверхностно-активных веществ FSS в концентрации от приблизительно 7,5 об.% до приблизительно 20 об.%. В других вариантах осуществления концентрации составляют от 10 об.% до приблизительно 20 об.%.

Для применений, где эксплуатационные текучие среды включают конденсаты и сырые нефти, имеющие ароматический и неароматический характер, который определяют путем спектроскопического анализа текучих сред, пенообразующая система согласно настоящему изобретению включают сочетание поверхностно-активные веществ FFS и FSS в присутствии или при отсутствии подсистемы растворителя согласно настоящему изобретению, где поверхностно-активные вещества составляют от приблизительно 1 об.% до приблизительно 40 об.%.

Составы пенообразующих композиций

Пенообразователи согласно настоящему изобретению обычно добавляют к соответствующим текучим средам в объемном процентном соотношении (об.%), составляющем от приблизительно 0,1 об.% до приблизительно 30,0 об.%. В определенных вариантах осуществления пенообразователи добавляют в объемном процентном соотношении (об.%), составляющем от приблизительно 1 об.% до приблизительно 30,0 об.%. В других вариантах осуществления пенообразователи добавляют в объемном процентном соотношении (об.%), составляющем от приблизительно 2 об.% до приблизительно 30 об.%. В других вариантах осуществления пенообразователи добавляют в объемном процентном соотношении (об.%), составляющем от приблизительно 5 об.% до приблизительно 30,0 об.%.

Свойства пены

Пенообразователи согласно настоящему изобретению производят пены, которые имеют общие свойства высоты пены, составляющей, по меньшей мере, 150 мл, периоды полураспада, превышающие или равные приблизительно 2 мин, способность чисто разрушаться и хорошую пенную текстуру. Пена, которая имеет хорошую пенную текстуру, характеризуется наличием мелких пузырьков малого среднего размера, в отличие от грубой пены, которая имеет большой средний размер пузырьков. В других вариантах осуществления высота пены составляет, по меньшей мере, 160 мл, и ее период полураспада превышает или равен приблизительно 3 мин. В других вариантах осуществления высота пены составляет, по меньшей мере, 170 мл, и ее период полураспада превышает или равен приблизительно 3 мин. В других вариантах осуществления высота пены составляет, по меньшей мере, 180 мл, и ее период полураспада превышает или равен приблизительно 3 мин.

Подходящие реагенты

Подходящие фторированные поверхностно-активные вещества включают, без ограничения, любое фторированное поверхностно-активное вещество, способное образовывать устойчивую пену с конденсатом, который содержит небольшое или нулевое количество ароматических соединений. Иллюстративные примеры фторированных поверхностно-активных веществ, обладающих данным свойством, представляют собой поверхностно-активные фторированные алифатические полимерные сложные эфиры (FAPE). В определенных вариантах осуществления поверхностно-активные FAPE вещества имеют среднюю молекулярную массу, составляющую, по меньшей мере, 1000000 г/моль. В других вариантах осуществления поверхностно-активные фторированные алифатические полимерные сложные эфиры (FAPE) представляют собой поверхностно-активные FAPE, описанные в международных патентных заявках WO 2008/089391 A1 и WO 2008/089386 A2 и поставляемые фирмой 3-M Innovative Properties Company (Сент-Пол, штат Миннесота, США).

Подходящие поверхностно-активные вещества на основе кремнийорганических соединений включают, без ограничения, любое кремнийорганическое поверхностно-активное вещество, способное к образованию устойчивой пены с конденсатом, имеющим спектроскопически определяемое содержание ароматических веществ, и красным дизельным топливом. Иллюстративные примеры кремнийорганических поверхностно-активных веществ, обладающих данным свойством, представляют собой DOW CORNING® SZ-1175, DOW CORNING® SZ-1180, DOW CORNING® SZ-1325E, DOW CORNING® SZ-1328E, DOW CORNING® SZ-1346E, DOW CORNING® 198 ADDITIVE, DOW CORNING® 5043 ADDITIVE, DOW CORNING® 5160 ADDITIVE, Sylgard® 309 (Wilbur-Ellis Company), Freeway® (Loveland Industries), Dyne-Amic® (Helena Chemical Company) и Silwet L-77® (Loveland and Helena) или их смеси или сочетания.

Подходящие фторированные поверхностно-активные вещества включают, без ограничения, смесь биоразложимых нетоксичных неопасных растворителей, содержащих биоразложимые парафины, олефины, нафтены, сложные эфиры и продукты окисления, имеющие температуру вспышки не ниже 80°C и температуру застывания около 19°F (-7,2°C). Иллюстративные примеры включают терпены и смесь терпенов, полученных из цитрусовых растений, включая HF 1000™, d-лимонены, апельсиновые терпены, лимонные терпены, грейпфрутовые терпены, апельсиновое масло, лимонное масло, другие цитрусовые терпены, другие цитрусовые масла или их смеси и сочетания.

Подходящие компоненты буровых растворов

Подходящие углеводородные основные текучие среды для применения в настоящем изобретении включают, без ограничения, синтетические углеводородные текучие среды, углеводород текучие среды на нефтяной основе, природные углеводородные (неводные) текучие среды или другие аналогичные углеводороды или их смеси или сочетания. Углеводородные текучие среды для применения в настоящем изобретении имеют вязкости в интервале от приблизительно 5•10-6 до приблизительно 600•10-6 м2/с (от 5 до приблизительно 600 сантистокс). Иллюстративные примеры указанных углеводородных текучих сред включают, без ограничения, поли-α-олефины, полибутены, сложные эфиры полиолов, растительные масла, животные масла, другие эфирные масла, дизельное топливо с низким или высоким содержанием серы, керосин, топливо для реактивных двигателей, олефины с внутренними двойными связями (IO), содержащие приблизительно от 12 до 20 атомов углерода, линейные α-олефины, содержащие приблизительно от 14 до 20 атомов углерода, поли-α-олефины, содержащие приблизительно от 12 до приблизительно 20 атомов углерода, изомеризованные α-олефины (IAO), содержащие приблизительно от 12 до приблизительно 20 атомов углерода, парафины Naptha и Linpar от фирмы VM&P, содержащие от 13 до приблизительно 16 атомов углерода, и их смеси или сочетания.

Подходящие поли-α-олефины (PAO) включают, без ограничения, полиэтилены, полипропилены, полибутены, полипентены, полигексены, полигептены, высшие PAO, их сополимеры и их смеси. Иллюстративные примеры PAO включают PAO, которые продает фирма Mobil Chemical Company, в том числе текучие среды с гидродинамикой сглаженных частиц (SHF), и PAO, которые продавала фирма Ethyl Corporation под наименованием ETHYLFLO и в настоящее время продает фирма Albemarle Corporation под торговым наименованием Durasyn. Указанные текучие среды включают имеющие наименования ETHYLFLO 162, 164, 166, 168, 170, 174 и 180. В высокой степени пригодные PAO для применения в настоящем изобретении включают смеси, содержащие приблизительно 56% ETHYLFLO (в настоящее время Durasyn 174) и приблизительно 44% ETHYLFLO (в настоящее время Durasyn 168).

Иллюстративные примеры полибутенов включают, без ограничения, продаваемые фирмами Amoco Chemical Company и Exxon Chemical Company под торговыми наименованиями INDOPOL и PARAPOL, соответственно. В высокой степени полибутены для применения в настоящем изобретении включают INDOPOL 100 от фирмы Amoco.

Иллюстративные примеры сложных эфиров полиолов включают, без ограничения, неопентилгликоли, триметилолпропаны, пентаэритриты, дипентаэритриты и сложные диэфиры, в том числе диоксилсебацинат (DOS), диоктилазелаинат (DOZ) и диоктиладипат.

Иллюстративные примеры текучих сред на нефтяной основе включают, без ограничения, вазелиновые минеральные масла, парафиновые масла и нафтеновые масла со средним индексом вязкости (MVI), имеющие вязкости в интервале от приблизительно 5•10-6 до приблизительно 600•10-6 м2/с (от 5 до приблизительно 600 сантистокс) при 40єC. Иллюстративные примеры вазелиновых минеральных масел включают масла, которые продают фирмы Witco Corporation, Arco Chemical Company, PSI и Penreco. Иллюстративные примеры парафиновых масел включают нейтральные масла-растворители от фирмы Exxon Chemical Company, нейтральные масла с высоким индексом вязкости (HVI), которые поставляет фирма Shell Chemical Company, и обработанные растворителем нейтральные масла, которые поставляет фирма Arco Chemical Company. Иллюстративные примеры нафтеновых масел MVI включают экстрагированные растворителем палевые смазочные дистиллятные масла, полученные из береговой нефти, которые поставляет фирма Exxon Chemical Company, экстрагированные растворителем/обработанные кислотой масла MVI, которые поставляет фирма Shell Chemical Company, и нафтеновые масла, продаваемые под наименованиями HydroCal и Calsol фирмой Calumet.

Иллюстративные примеры растительных масел включают, без ограничения, касторовые масла, кукурузное масло, оливковое масло, подсолнечное масло, кунжутное масло, арахисовое масло, другие растительные масла, модифицированные растительные масла, в том числе сшитые касторовые масла и т.п., и их смеси. Иллюстративные примеры животных масел включают, без ограничения, сало жир норки, лярд, другие животные масла и их смеси. Также хорошо работают другие эфирные масла. Разумеется, можно также использовать смеси всех перечисленных выше масел.

Подходящие пенообразователи для применения в настоящем изобретении включают, без ограничения, любой пенообразователь, подходящий для вспенивания буровых растворов на углеводородной основе. Иллюстративные примеры пенообразователей включают, без ограничения, кремнийорганические пенообразователи, в том числе тетра(триметилсилоки)силан, фторированные олигомерные или полимерные пенообразователи, в том числе фторированный метакриловый сополимер, или другие аналогичные пенообразователи, способные образовывать пену в буровых растворах на углеводородной или нефтяной основе, или их смеси или сочетания. Иллюстративные примеры указанных пенообразователей включают, без ограничения, DC-1250, поставляемый фирмой Dow Corning; Zonyl FSG, поставляемый фирмой DuPont; APFS-16, поставляемый фирмой Applied Polymer; A4851, поставляемый фирмой Baker Petrolite; Superfoam, поставляемый фирмой Oilfield Solutions; Paratene HFA, поставляемый фирмой Woodrising; DVF-880, поставляемый фирмой Parasol Chemicals INC., JBR200, JBR300, JBR400 и JBR500, поставляемые фирмой Jeneil Biosurfactant Company; Paratene HFA, Paratene HFB, Paratene MFA, Paratene MFB, поставляемые фирмой Woodrising Resources Ltd., или их смеси или сочетания.

Подходящие полимеры для применения в настоящем изобретении включают, без ограничения, любой полимер, растворимый в основной углеводородной текучей среде. Иллюстративные полимеры включают, без ограничения, полимер, включающий звенья одного или более (одного, двух, трех, четырех, пяти,..., любого желательного количества) полимеризующихся моноолефинов или диолефинов. Иллюстративные примеры включает, без ограничения, полиэтилен, полипропилен, полибутилен или другие поли-α-олефины, полистирол или другие ароматические полиолефины, полибутадиен, полиизопрен или другие полидиолефины или их сополимеры (полимер, включающий два или более моноолефинов или диолефинов), или сополимеры, включающие небольшое количество других сополимеризующихся мономеров, в том числе акрилаты (акриловая кислота, метилакрилат, этилакрилат и т.д.), метакрилаты (метакриловая кислота, метилметакрилат, этилметакрилат и т.д.), винилацетат, малеиновый ангидрид, янтарный ангидрид и т.п., при том условии, разумеется, что полученный полимер растворим в основной текучей среде на углеводородной основе.

Подходящие гелеобразователи для применения в настоящем изобретении включают, без ограничения, любой гелеобразователь. Иллюстративные примеры гелеобразователей включают сложные эфиры фосфорной кислоты, сополимер этилена и акриловой кислоты, сополимеры этилена и метакриловой кислоты, сополимеры этилена и винилацетата сополимеры этилена и малеинового ангидрида, сополимеры бутадиена и метакриловой кислоты, сополимеры этилена и метакриловой кислоты, сополимеры стирола, бутадиена и акриловой кислоты, сополимеры стирола, бутадиена и метакриловой кислоты или другой сополимер, включающий мономеры, содержащие кислотные фрагменты, или их смеси или сочетания. Иллюстративные примеры гелеобразователей из числа сложных эфиров фосфорной кислоты включают, без ограничения, WEC HGA 37, WEC HGA 70, WEC HGA 71, WEC HGA 72, WEC HGA 702 или их смеси или сочетания, которые поставляет фирма Weatherford International. Другие подходящие гелеобразователи включают, без ограничения, Geltone II, поставляемый фирмой Baroid; Ken-Gel, поставляемый фирмой Imco, и т.п.

Подходящие сшивающие агенты для применения в настоящем изобретении включают, без ограничения, любой подходящий сшивающий агент для применения с гелеобразователями. Иллюстративные сшивающие агенты включают, без ограничения, соли двух- и трехвалентных металлов, в том числе соли кальция, соли магния, соли бария, соли одновалентной меди, соли двухвалентной меди, соли трехвалентного железа, соли алюминия или их смеси или сочетания. Иллюстративные примеры сшивающего агента для применения со сложными эфирами фосфорной кислоты включают, без ограничения, WEC HGA 44, WEC HGA 48, WEC HGA 55se, WEC HGA 55s, WEC HGA 61, WEC HGA 65 или их смеси или сочетания, которые поставляет фирма Weatherford International.

Подходящие пеногасители для применения в настоящем изобретении включают, без ограничения, любой пеногаситель, способный уменьшать высоту пены вспененного бурового раствора системы согласно настоящему изобретению. Иллюстративные примеры пеногасителей представляют собой низкомолекулярные спирты, причем предпочтительным является изопропанол или изопропиловый спирт (IPA).

Газы

Подходящие газы для вспенивания пенообразующего ионносвязанного гелевого состава включают, без ограничения, азот, диоксид углерода или любой другой газ, подходящий для применения в гидравлическом разрыве пласта, или их смеси или сочетания.

Ингибиторы коррозии

Подходящие ингибиторы коррозии для применения в настоящем изобретении включают, без ограничения, соли четвертичных аммониевых оснований, например, хлориды, бромиды, йодиды, диметилсульфаты, диэтилсульфаты, нитриты, бикарбонаты, карбонаты, гидроксиды, алкоксиды и т.п., или их смеси или сочетания; соли азотистых оснований или их смеси или сочетания. Примерные соли четвертичных аммониевых оснований включают, без ограничения, соли четвертичных аммониевых оснований, полученные из амина и агента кватернизации, например, алкилхлориды, алкилбромиды, алкилйодиды, алкилсульфаты, в том числе диметилсульфат, диэтилсульфат и т.д., дигалогенированные алканы, в том числе дихлорэтан, дихлорпропан, дихлорэтиловый эфир, спиртовые аддукты эпихлоргидрина, этоксилаты и т.п. или их смеси или сочетания; и аминные агенты, например, алкилпиридины, в частности, высокоалкилированные алкилпиридины, алкилхинолины, синтетические третичные амины C6-C24, амины, полученные из природных продуктов, включая кокосовые орехи и т.п., диалкилзамещенные метиламины, амины, полученные по реакции жирных кислот или масел и полиаминов, амидоимидазолины диэтилентриамина (DETA) и жирных кислот, имидазолины этилендиамина, имидазолины диаминоциклогексана, имидазолины аминоэтилэтилендиамина, пиримидин пропандиамина и алкилированного пропендиамина, оксиалкилированные моно- и полиамины, достаточные для превращения всех лабильных атомов водорода в аминах в кислородсодержащие группы и т.п., или их смеси или сочетания. Иллюстративные примеры солей азотистых оснований включают, без ограничения, соли азотистых оснований, полученные из солей, например, монокарбоновых кислот C1-C8, в том числе муравьиная кислота, уксусная кислота, пропионовая кислота, масляная кислота, валериановая кислота, капроновая кислота, гептановая кислота, каприловая кислота, 2-этилгексановая кислота и т.п.; дикарбоновые кислоты C2-C12, ненасыщенных карбоновые кислоты и ангидриды C2-C12 и т.п.; поликислоты, в том числе дигликолевая кислота, аспарагиновая кислота, лимонная кислота и т.п.; гидроксикислоты, в том числе молочная кислота, итаконовая кислота и т.п.; ариловые и гидроксиариловые кислоты; природные или синтетические аминокислоты; тиокислоты, в том числе тиогликолевая кислота (TGA); свободные кислотные формы производных фосфорной кислоты и гликоля, этоксилаты, этоксилированные амины и т.п., и аминосульфокислоты; или их смеси или сочетания и амины, например амины высокомолекулярных жирных кислот, в том числе кокоамин, амины жирных кислот твердого жира и т.п.; амины оксиалкилированных жирных кислот; полиамины (ди-, три-, тетра- или высшие) высокомолекулярных жирных кислот; полиамины оксиалкилированных жирных кислот; аминоамиды, в том числе продукты реакции карбоновых кислот с полиаминами, где эквивалентов карбоновой кислоты меньше, чем эквивалентов реагирующих аминов, и их оксиалкилированные производные; пиримидины жирных кислот; моноимидазолины этилендиамина (EDA), DETA или высшие этиленамины, гексаметилендиамин (HMDA), тетраметилендиамин (TMDA) и их высшие аналоги; бисимидазолины, имидазолины моно- и полиорганических кислот; оксазолины, полученные из моноэтаноламина и жирных кислот или масел, амины сложных эфиров жирных кислот, моно- и бисамиды аминоэтилпиперазина; соли GAA и TGA и продуктов реакции сырого таллового масла или дистиллированного таллового масла с диэтилентриамином; соли GAA и TGA и продуктов реакции димерных кислот со смесями полиаминов, включая TMDA, HMDA и 1,2-диаминоциклогексан; соль TGA и имидазолина, полученного из DETA с жирными кислотами таллового масла или соевого масла, масла канолы и т.п.; или их смеси или сочетания.

Другие добавки

Буровые растворы согласно настоящему изобретению могут также включать другие добавки, в том числе ингибиторы образования отложений, контролирующие диоксид углерода добавки, контролирующие парафины добавки, контролирующие кислород, или другие добавки.

Контроль образования отложений

Подходящие добавки для контроля образования отложений, которые полезны в составах согласно настоящему изобретению, включают, без ограничения, хелатообразующие агенты, например, соли Na+, K+ или NH4+ и этилендиаминтетрауксусной кислоты (EDTA); соли Na+, K+ или NH4+ и нитрилотриуксусной кислоты (NTA); соли Na+, K+ или NH4+ и эриторбовой кислоты; соли Na+, K+ или NH4+ и тиогликолевой кислоты (TGA); соли Na+, K+ или NH4+ и гидроксиуксусной кислоты; соли Na+, K+ или NH4+ и лимонной кислоты; соли Na+, K+ или NH4+ и винной кислоты или другие аналогичные соли или их смеси или сочетания. Подходящие добавки, которые работают на пороговых эффектах, комплексообразователи, включают, без ограничения: фосфаты, например, гексаметилфосфат натрия, линейные фосфатные соли, соли полифосфорной кислоты, фосфонаты, например, неионные, включая HEDP (гидроксиэтилидендифосфорная кислота), PBTC (фосфоноизобутантрикарбоновая кислота), аминофосфонаты MEA (моноэтаноламин), NH3, EDA (этилендиамин), бисгидроксиэтилендиамин, бисаминоэтилэфир, DETA (диэтилентриамин), HMDA (гексаметилендиамин), высшие гомологи и изомеры HMDA, полиамины EDA и DETA, дигликоламин и его гомологи, или аналогичные полиамины или их смеси или сочетания; сложные эфиры фосфорной кислоты, например, сложные эфиры полифосфорной кислоты или сложные эфиры пентоксида фосфора (P2O5) и алканоламинов, включая MEA, DEA, триэтаноламин (TEA), бисгидроксиэтилэтилендиамин; этоксилированные спирты, глицерин, гликоли, в том числе EG (этиленгликоль), пропиленгликоль, бутиленгликоль, гексиленгликоль, триметилолпропан, пентаэритрит, неопентилгликоль и т.п.; три- и тетрагидроксиамины; этоксилированные алкилфенолы (применение ограничено вследствие проблем токсичности), этоксилированные амины, в том числе моноамины, например N-метилдиэтаноламин (MDEA) и высшие амины, содержащие от 2 до 24 атомов углерода, диамины, содержащие от 2 до 24 атомов углерода и т.п.; полимеры, например, гомополимеры аспарагиновой кислоты, растворимые гомополимеры акриловой кислоты, сополимеры акриловой кислоты и метакриловой кислоты, терполимеры ацилатов, 2-акриламидо-2-метилпропансульфокислота (AMPS) и т.д., гидролизованные полиакриламиды, ангидрид полияблочной кислоты (PMA) и т.п.; или их смеси или сочетания.

Нейтрализация диоксида углерода

Подходящие добавки для нейтрализации CO2 и для применения в составах согласно настоящему изобретению включают, без ограничения, MEA, DEA, изопропиламин, циклогексиламин, морфолин, диамины, диметиламинопропиламин (DMAPA), этилендиамин, метоксипропиламин (MOPA), диметилэтаноламин, метилдиэтаноламин (MDEA) и олигомеры, имидазолины EDA и гомологи и высшие аддукты, имидазолины аминоэтилэтаноламина (AEEA), аминоэтилпиперазин, аминоэтилэтаноламин, диизопропаноламин, AMP-90™ и Angus AMP-95 от фирмы DOW, диалкиламины (метил, этил, изопропил), моноалкиламины (метил, этил, изопропил), триалкиламины (метил, этил, изопропил), бисгидроксиэтилэтилендиамин (THEED) и т.п., или их смеси или сочетания.

Контроль парафинов

Подходящие добавки для удаления, дисперсии парафинов и/или кристаллического распределения парафинов включают, без ограничения, целлозольвы, которые поставляет фирма DOW Chemicals Company; целлозольвацетаты; кетоны; соли и сложные эфиры уксусной и муравьиной кислот; поверхностно-активные вещества, содержащие этоксилированные или пропоксилированные спирты, алкилфенолы и/или амины; сложные эфиры метилового спирта, в том числе метиловые эфиры жирных кислот кокосового масла, лауриновой кислоты, жирных кислот соевого масла или метиловые эфиры других встречающихся в природе жирных кислот; сульфированные сложные эфиры метилового спирта, в том числе сульфированные метиловые эфиры жирных кислот кокосового масла, лауриновой кислоты, жирных кислот соевого масла или сульфированные метиловые эфиры других встречающихся в природе жирных кислот; хлориды низкомолекулярных четвертичных аммониевых оснований жирных кислот кокосового масла, соевого масла, или амины C10-C24, или моногалогенированные алкил- и арилхлориды; соли четвертичных аммониевых оснований, содержащие двухзамещенные (например, дикоко- и т.д.) и низкомолекулярные галогенированные алкил- и/или арилхлориды; димерные четвертичные соли диалкиловых (метиловых, этиловых, пропиловых, смешанных и т.д.) третичных аминов и дигалогенированных этанов, пропанов и т.д. или дигалогенированные простые эфиры, в том числе дихлорэтиловый эфир (DCEE) и т.п.; димерные четвертичные соли алкиламинов или амидопропиламинов, в том числе кокоамидопропилдиметил, бис-четвертичные аммониевые соли DCEE; или их смеси или сочетания. Подходящие спирты, используемые в получении поверхностно-активных веществ, включают, без ограничения, линейные или разветвленные спирты, в частности, смеси спиртов, прореагировавшие с этиленоксидом, пропиленоксидом или высшим алкиленоксидом, где полученные в результате поверхностно-активные вещества имеют различные гидрофильно-липофильные балансы (ГЛБ). Подходящие алкилфенолы, используемые в получении поверхностно-активных веществ, включают, без ограничения, нонилфенол, децилфенол, додецилфенол или другие алкилфенолы, где алкильная группа содержит от приблизительно 4 до приблизительно 30 атомов углерода. Подходящие амины, используемые в получении поверхностно-активных веществ, включают, без ограничения, этилендиамин (EDA), диэтиленитриамин (DETA) или другие полиамины. Иллюстративные примеры включают Quadrols, Tetrols, Pentrols, которые поставляет фирма BASF. Подходящие алканоламины включают, без ограничения, моноэтаноламин (MEA), диэтаноламин (DEA), продукты реакции MEA и/или DEA с кокосовыми маслами и кислотами.

Контроль кислорода

Введение воды в скважину часто сопровождается увеличением содержания кислорода в скважинных текучих средах за счет кислорода, растворенного во введенной воде. Таким образом, вводимые в скважину материалы должны работать в кислородных средах или должны работать достаточно хорошо, пока содержание кислорода не уменьшится за счет естественных реакций. В случае системы, которая не может работать в кислороде, кислород необходимо удалять или контролировать в любом вводимом в скважину материале. Эта проблема усиливается в зимний период, когда вводимые материалы включают средства для подготовки к зиме, в том числе воду, спирты, гликоли, целлозольвы, формиаты, ацетаты и т.п., и потому что растворимость кислорода повышается до уровня около 14-15 м. д. в очень холодной воде. Кислород может также усиливать коррозию и образование отложений. В применениях КГТ (капиллярные гибкие трубы) с использованием разбавленных растворов введение растворов приводит к введению окислительной среды (O2) в восстановительную среду (CO2, H2S, органические кислоты и т.д.).

Варианты контроля содержания кислорода включают: (1) удаление воздуха из текучей среды перед введением в скважину, (2) добавление нормальных сульфидов к содержащимся в продукте оксидам серы, чтобы данные оксиды серы не ускоряли воздействие кислоты на металлические поверхности, (3) добавление эриторбатов, аскорбатов, диэтилгидроксиамина или других реагирующих с кислородом соединений, которые добавляют в текучую среду перед введением в скважину; и (4) добавление ингибиторов коррозии или пассивирующих металлы агентов, включая калийные (щелочные) соли сложных эфиров гликолей, этоксилатов многоатомных спиртов или других аналогичных ингибиторов коррозии. Иллюстративные примеры агентов, контролирующих кислород и ингибирующих коррозию, включают смеси тетраметилендиаминов, гексаметилендиаминов, 1,2-диаминоциклогексана, аминные головные фракции или продукты реакции указанных аминов с частичными молярными эквивалентами альдегидов. Другие контролирующие кислород агенты включают амиды салициловой и бензойной кислоты и полиаминов, используемые особенно в щелочных условиях, короткоцепенные ацетилендиолы или аналогичные соединения, сложные эфиры фосфорной кислоты, сложные эфиры борной кислоты и глицерина, соли мочевины и тиомочевины и бисоксалидинов или другие соединения, которые поглощают кислород, реагируют с кислородом или иным образом сокращают концентрацию кислорода или устраняют его.

Солевые ингибиторы

Подходящие солевые ингибиторы для применения в текучих средах согласно настоящему изобретению включают, без ограничения, соль нитрилотриацетамида Na Minus, которую поставляет фирма Clearwater International, LLC (Хьюстон, штат Техас).

Пеногасители

Подходящие пеногасители для применения в настоящем изобретении включают, без ограничения, любой пеногаситель, способный уменьшать высоту пены вспененного бурового раствора системы согласно настоящему изобретению. Иллюстративные примеры пеногасителей представляют собой пеногасители фирмы Dow Corning, в том числе Dow Corning 200(R).

Характеристики пены

Как правило, пенообразующие углеводородные системы буровых растворов согласно настоящему изобретению, имеющие исходное количество текучей среды, составляющее 100 мл, производят пену, имеющую высоту, составляющую, по меньшей мере, приблизительно 400 мл, и период полураспада, составляющий, по меньшей мере, приблизительно 2 минуты. В частности, полученная пена будет иметь высоту, составляющую от приблизительно 400 мл до приблизительно 800 мл и период полураспада, составляющий от приблизительно 2 минут до приблизительно 15 минут или более, в зависимости от применения и точного состава углеводородной текучей среды согласно настоящему изобретению. Устойчивость или период полураспада и высота полученной пены контролируется количеством и типом загустителей в композиции, количеством и типом пенообразующих агентов в композиции, количеством газа и типом газа в композиции, температурой состава и давлением состава. Как правило, при увеличении количества загустителей и/или пенообразующих агентов возможно увеличение устойчивости и высоты пены. Обычно загустители увеличивают устойчивость больше, чем высоту пены, в то время как пенообразующие агенты увеличивают высоту пены. Разумеется, высота пены также прямо пропорциональна количеству и типу газа, растворенного или абсорбированного в текучей среде.

Экспериментальная часть изобретения

Испытание пены

В испытании пены исследовали лабораторный миксер от фирмы Hamilton Beach. Процедуру перемешивания проводили, чтобы перемешивать исследуемые буровые растворы с высокой скоростью в течение от 45 секунд до 60 секунд, отмечая любые изменения с 15-секундными интервалами. Исследуемые концентрации пенообразователя устанавливали, как в настоящем описании. После вспенивания с помощью миксера исследуемые буровые растворы выливали в мерный цилиндр объемом 1000 мл или 500 мл для определения линейности измерений пены. Высота пены представляла собой объем (мл), занятый пеной после ее выливания в цилиндр. Период полураспада представлял собой время, в течение которого объем пены уменьшался на 50% относительно исходного объема пены; например, если исходный объем составлял 500 мл при измерении в мерном цилиндре объемом 1000 мл, то период полураспада представлял собой время уменьшения объема пены до уровня, составляющего 250 мл.

Показано, что поверхностно-активные системы согласно настоящему изобретению обеспечивали желательные свойства пены в конденсатах независимо от степени содержания ненасыщенных или ароматических соединений в конденсате. Фактически теперь можно, на основании первоначального анализа состава конденсата или сырой нефти, приспосабливать поверхностно-активную систему согласно настоящему к работе в качестве исходной пенообразующей системы конденсата или сырой нефти данного продуктивного пласта. Как показано в таблице 1, результирующие свойства пены, полученной из смесей поверхностно-активных веществ FFS и FSS, превосходят свойства, полученные из индивидуальных веществ FFS или FSS.

Таблица 1
Оценка поверхностно-активных веществ FFS и FSS для красного дизельного топлива
Композиция Высота пены (мл) Период полураспада (мин:сек) Примечания
FFSa 176 3:00 Чистое разрушение
FFSa 200 3:30 Наблюдалась устойчивая эмульсия
7FFS:3FSS 160 3:00 Превосходное чистое разрушение
3FFS:7FSS 180 3:00 Превосходная текстура пены/Превосходное чистое разрушение
1FFS:1FSS 168 3:00 Превосходное чистое разрушение
Пенообразующую систему добавляли в концентрации 1 об.%.
FFS представляет собой поверхностно-активный фторированный алифатический полимерный сложный эфир, поставляемый фирмой 3M.
FSS представляет собой кремнийорганическое поверхностно-активное вещество, поставляемое фирмой Weatherford под торговым наименованием OleoFoam C™.
a FAPE представляет собой раствор, содержащий 20 мас.% поверхностно-активных фторированных алифатических полимерных сложных эфиров, поставляемых фирмой 3M.

Краткий обзор пенообразующих свойств поверхностно-активных веществ FFS и FSS по вспениванию конденсатов, имеющих различные свойства, приведен в таблице 2.

Таблица 2
Оценка фторированных алифатических полимерных сложных эфиров с конденсатами
Композиция Высота пены (мл) Период полураспада (мин:сек) Примечания
FSS (≤10 об.%)+сырая нефть (36 API) 180 5:0 Высокая совместимость
FFS a (≤5 об.%)+сырая нефть (36 API) 0 0 Несовместимость
FFS a (≤5 об.%)+C-3b 0 0 Несовместимость
FFS (15 об.%)+C-3b 170 0:40 Уникальное свойство
FFS (1,0 об.%)+50 мл C-3b+50 мл SS 180 1:00 Эффект разбавителя
FFS (2,0 об.%)+50 мл C-3b+50 мл SS 180 1:35 Эффект разбавителя
FFS (10 об.%)+C-2c 280 2:40 Уникальное свойство
FFS (15 об.%)+C-2c 300 3:00 Уникальное свойство
FFS представляет собой поверхностно-активный фторированный алифатический полимерный сложный эфир, поставляемый фирмой 3M.
FSS представляет собой кремнийорганическое поверхностно-активное вещество, поставляемое фирмой Weatherford под торговым наименованием OleoFoam C™.
SS представляет собой систему растворителя согласно настоящему изобретению.
a FAPE представляет собой раствор, содержащий 20 мас.% поверхностно-активных фторированных алифатических полимерных сложных эфиров, поставляемых фирмой 3M.
b C-3 представляет собой конденсат-3.
c C-2 представляет собой конденсат-2.

Поверхностно-активные системы согласно настоящему изобретению являются уникальными по своей способности служить эффективными и действенными подъемными системами для сырой нефти, конденсата или их смесей с водой с различных концентрациях. По существу, с поверхностно-активными системами согласно настоящему изобретению различные углеводороды, включая чистую местную сырую нефть, конденсаты, олефины с внутренними двойными связями, синтетические и другие углеводороды или их смеси и сочетания в настоящее время можно вспенивать и использовать в бурильных применениях и смягчающих применениях для увеличения добычи из продуктивных пластов.

До настоящего времени фонтанирующие скважины, содержащие конденсаты с поверхностно-активными веществами представляли собой трудноразрешимую задачу. Аналогичным образом, во время бурильных операций выбросы конденсата легко уничтожают (гасят или разрушают) пенобразующие буровые растворы. Такие нарушения характеристик пены бурового раствора вследствие выброса конденсата могут приводить к неисправности или дорогостоящему восстановлению нормальных рабочих параметров. Однако тщательное планирование в настоящее время позволяет извлекать конденсаты из скважин.

Большей частью композиции конденсата зависят от скважины; следовательно, характеристики рассматриваемого конденсата в первую очередь устанавливают спектроскопически, чтобы получить характеристический профиль конденсата или эксплуатационных текучих сред в целом в продуктивном пласте, который открывается или эксплуатируется. После этого конденсат соединяют с поверхностно-активным веществом, обладающим желательными характеристиками, получая в результате устойчивую пену, имеющую желательные значения высоты пены и периода полураспада. Характеристика конденсата классифицирует конденсат в отношении его состава, включая ароматические соединения, неароматические соединения, алифатические соединения и/или нафталиновые соединения, с помощью инфракрасной спектроскопии с преобразованием Фурье (FT-IR) или других спектроскопических способов, которые позволяют классифицировать состав конденсата. Эта классификация представляет собой первую стадию способа получения поверхностно-активной системы согласно настоящему изобретению, которая обеспечит устойчивую пену в текучей среде, содержащей конденсат. Эту стадию иногда называют стадией диагностики.

Теперь рассмотрим фиг. 1, представляющий наложение спектров FT-IR ароматического и неароматического конденсатов относительно красного дизельного топлива. Из спектров FT-IR конденсата-1 (C-1), конденсата-2 (C-2), конденсата 3 (C-3) и красного дизельного топлива ясно, что данные четыре материала имеют много аналогичных линий в ИК спектре. При классификации конденсаты со значительным поглощением в области, соответствующей ароматическим соединениям, можно отличить от конденсата, содержащего небольшое или нулевое количество ароматических соединений. C-1 и красное дизельное топливо показывают поглощение при 1607 см-1 и плечо около 1495 см-1, включая поглощение около 1501 см-1, которое является характерным для кольцевых валентных колебаний νC=C соединений, содержащих ароматические кольца, в то время как C-2 не показывает эти линии поглощения, что соответствует конденсатам, содержащим небольшое или нулевое количество ароматических соединений. C-3 имеет менее ароматический характер, чем C-1, но более ароматический, чем C-2.

Кремнийорганическая поверхностно-активная система FSS образует устойчивую пену в C-1, а также в красном дизельном топливе, в то время как поверхностно-активная система FFS на основе FAPE образует устойчивую пену в C-2. В итоге, системы FFS оказались несовместимыми с неароматическими конденсатами, в то время как системы FSS оказались совместимыми с ароматическими конденсатами. Таким образом, можно составлять поверхностно-активную систему, которая проявляет желательные свойства пены для данной эксплуатационной текучей среды, после исследования и получения профиля характеристик данной текучей среды.

После получения профиля характеристик конденсата или сырой нефти возможно составление поверхностно-активной системы согласно настоящему изобретению для получения устойчивой пены в такой текучей среде, как буровой раствор, эксплуатационная текучая среда, подъемная текучая среда, раствор для гидравлического разрыва пласта и/или раствор для воздействия на пласт, содержащий конденсат и/или сырую нефть. В определенных вариантах осуществления поверхностно-активная система включает смесь поверхностно-активных веществ FFS и FSS. В других вариантах осуществления поверхностно-активная система включает смесь поверхностно-активные веществ FFS и FSS и систему растворителя согласно настоящему изобретению. В других вариантах осуществления поверхностно-активная система включает одно поверхностно-активное вещество FFS или множество поверхностно-активных веществ FFS и систему растворителя согласно настоящему изобретению. Как показано в таблице 2, поверхностно-активные вещества FFS не образуют устойчивые пены в конденсате-1 (C-1), содержащем текучие среды, но устойчивую пена получали, когда систему растворителя согласно настоящему изобретению использовали в качестве разбавителя.

Все документы, цитированные в настоящем описании, включены в него посредством ссылки. Хотя настоящее изобретение описано со ссылкой на его предпочтительные варианты осуществления, прочитав настоящее описание, специалисты в данной области техники могут оценить изменения и модификации, которые могут быть сделаны и которые не выходят за пределы объема и не отклоняются от духа настоящего изобретения, как описано выше и заявлено ниже в формуле изобретения.

1. Поверхностно-активная композиция, включающая
первую поверхностно-активную подсистему, содержащую фторированную поверхностно-активную подсистему,
вторую поверхностно-активную подсистему, содержащую кремнийорганическую поверхностно-активную подсистему, и
необязательно подсистему растворителя, где композиция приспособлена для вспенивания текучей среды, включающей спектроскопически анализируемую сырую нефть и/или конденсат, присутствующие в продуктивном пласте.

2. Композиция по п.1, в которой массовое соотношение первой поверхностно-активной подсистемы и второй поверхностно-активной подсистемы составляет от приблизительно 10:1 до приблизительно 1:10.

3. Композиция по п.1, в которой массовое соотношение первой поверхностно-активной подсистемы и второй поверхностно-активной подсистемы составляет от приблизительно 4:1 до приблизительно 1:4.

4. Композиция по п.1, в которой массовое соотношение первой поверхностно-активной подсистемы и второй поверхностно-активной подсистемы составляет от приблизительно 7:3 до приблизительно 3:7.

5. Композиция по п.1, в которой массовое соотношение первой поверхностно-активной подсистемы и второй поверхностно-активной подсистемы составляет от приблизительно 3:2 до приблизительно 2:3.

6. Композиция по п.1, в которой массовое соотношение первой поверхностно-активной подсистемы и второй поверхностно-активной подсистемы составляет приблизительно 1:1.

7. Композиция по п.1, в которой массовое соотношение первой поверхностно-активной подсистемы, второй поверхностно-активной подсистемы и подсистемы растворителя составляет приблизительно 10:1:1, и приблизительно 1:10:1, и приблизительно 10:1:10, и приблизительно 1:10:10.

8. Композиция по п.1, в которой массовое соотношение первой поверхностно-активной подсистемы, второй поверхностно-активной подсистемы и подсистемы растворителя составляет приблизительно 4:1:1, и приблизительно 1:4:1, и приблизительно 4:1:4, и приблизительно 1:4:4.

9. Композиция по п.1, в которой массовое соотношение первой поверхностно-активной подсистемы, второй поверхностно-активной подсистемы и подсистемы растворителя находится между приблизительно 7:3:1, и приблизительно 3:7:1, и приблизительно 7:3:3, и приблизительно 3:7:3, и 7:3:7, и приблизительно 3:7:7.

10. Композиция по п.1, в которой массовое соотношение первой поверхностно-активной подсистемы, второй поверхностно-активной подсистемы и подсистемы растворителя составляет приблизительно от 3:2:1 до приблизительно 2:3:1, и приблизительно 3:2:2, приблизительно 2:3:2 и от приблизительно 3:2:3 до приблизительно 2:3:3.

11. Композиция по п.1, в которой массовое соотношение первой поверхностно-активной подсистемы, второй поверхностно-активной подсистемы и подсистемы растворителя находится между приблизительно 1:1:0,1 и приблизительно 1:1:10.

12. Композиция бурового раствора, содержащая поверхностно-активную систему, включающую
первую поверхностно-активную подсистему, содержащую фторированную поверхностно-активную подсистему,
вторую поверхностно-активную подсистему, содержащую кремнийорганическую поверхностно-активную подсистему, и
необязательно подсистему растворителя, где система приспособлена для вспенивания композиции бурового раствора, включающего спектроскопически анализируемую сырую нефть и/или конденсат, присутствующие в продуктивном пласте.

13. Композиция раствора для заканчивания скважины, содержащая поверхностно-активную систему, включающую
первую поверхностно-активную подсистему, содержащую фторированную поверхностно-активную подсистему,
вторую поверхностно-активную подсистему, содержащую кремнийорганическую поверхностно-активную подсистему, и
необязательно подсистему растворителя, где система приспособлена для вспенивания композиции раствора для заканчивания скважины, включающего спектроскопически анализируемую сырую нефть и/или конденсат, присутствующие в продуктивном пласте.

14. Композиция раствора для гидравлического разрыва пласта, содержащая поверхностно-активную систему, включающую
первую поверхностно-активную подсистему, содержащую фторированную поверхностно-активную подсистему,
вторую поверхностно-активную подсистему, содержащую кремнийорганическую поверхностно-активную подсистему, и
необязательно подсистему растворителя, где система приспособлена для вспенивания композиции раствора для гидравлического разрыва пласта, включающего спектроскопически анализируемую сырую нефть и/или конденсат, присутствующие в продуктивном пласте.

15. Композиция раствора для воздействия на пласт, содержащая поверхностно-активную систему, включающую
первую поверхностно-активную подсистему, содержащую фторированную поверхностно-активную подсистему,
вторую поверхностно-активную подсистему, содержащую кремнийорганическую поверхностно-активную подсистему, и
необязательно подсистему растворителя, где система приспособлена для вспенивания композиции раствора для воздействия на пласт, включающего спектроскопически анализируемую сырую нефть и/или конденсат, присутствующие в продуктивном пласте.

16. Способ вспенивания текучей среды, содержащей сырую нефть и/или конденсат, включающий
анализ сырой нефти и/или конденсата из продуктивного пласта,
подготовка поверхностно-активной системы, включающей
первую поверхностно-активную подсистему, содержащую фторированную поверхностно-активную подсистему,
вторую поверхностно-активную подсистему, содержащую кремнийорганическую поверхностно-активную подсистему, и
необязательно подсистему растворителя, где система приспособлена для вспенивания текучей среды, включающей анализируемую сырую нефть и/или конденсат,
добавление эффективного количества поверхностно-активной системы к скважинной текучей среде, где эффективное количество является достаточным для образования устойчивой пены при добавлении газа, и
добавление вспенивающего количества газа к скважинной текучей среде, достаточного для превращения текучей среды в устойчивую пену.

17. Способ по п.16, в котором скважинная текучая среда представляет собой буровой раствор, и этот способ дополнительно включает
нагнетание бурового раствора в буровую скважину во время бурения через буровую коронку, где текучая среда содержит поверхностно-активную систему, включающую первую поверхностно-активную подсистему, содержащую фторированную поверхностно-активную подсистему, вторую поверхностно-активную подсистему, содержащую кремнийорганическую поверхностно-активную подсистему, и необязательно подсистему растворителя, где система приспособлена для вспенивания текучей среды, включающей анализируемую сырую нефть и/или конденсат, и
введение эффективного количества газа для вспенивания бурового раствора с получением устойчивой пены бурового раствора.

18. Способ по п.16, в котором скважинная текучая среда представляет собой раствор для гидравлического разрыва пласта, и этот способ дополнительно включает
нагнетание раствора для гидравлического разрыва пласта в продуктивный пласт в условиях образования трещин в пласте в присутствии или при отсутствии расклинивающего наполнителя, где текучая среда содержит поверхностно-активную систему, включающую первую поверхностно-активную подсистему, содержащую фторированную поверхностно-активную подсиситему, вторую поверхностно-активную подсистему, содержащую кремнийорганическую поверхностно-активную подсистему, и необязательно подсистему растворителя, и где система приспособлена для вспенивания текучей среды, включающей анализируемую сырую нефть и/или конденсат.

19. Способ по п.16, в котором скважинная текучая среда представляет собой подъемный раствор, и этот способ дополнительно включает
нагнетание вспенивающего эффективного количества газа и подъемного раствора в законченный и продуктивный пласт для получения устойчивой подъемной пены, уменьшающей вес колонны и улучшающей добычу, где подъемный раствор содержит эффективное количество поверхностно-активной системы, включающей первую поверхностно-активную подсистему, содержащую фторированную поверхностно-активную подсистему, вторую поверхностно-активную подсистему, содержащую кремнийорганическую поверхностно-активную подсистему, и необязательно подсистему растворителя, где система приспособлена для вспенивания текучей среды, включающей анализируемую сырую нефть и/или конденсат.

20. Способ по п.16, в котором скважинная текучая среда представляет собой раствор для воздействия на пласт, и этот способ дополнительно включает
нагнетание вспенивающего эффективного количества газа и раствора для воздействия на пласт в законченный и продуктивный пласт для получения устойчивой пены в условиях нагревания и давления, достаточного для введения пены в пласт, чтобы улучшить добычу, где подъемный раствор содержит эффективное количество поверхностно-активной системы, включающей первую поверхностно-активную подсистему, содержащую фторированную поверхностно-активную подсистему, вторую поверхностно-активную подсистему, содержащую кремнийорганическую поверхностно-активную подсистему, и необязательно подсистему растворителя, где система приспособлена для вспенивания текучей среды, включающей анализируемую сырую нефть и/или конденсат.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для увеличения фильтрационных свойств продуктивного пласта. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин за счет гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом с целью интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи пластов, обеспечивает упрощение и удешевление способа, повышение качества герметизации заколонного пространства в интервале перфорации продуктивного пласта.

Изобретение относится к извлечению жидкостей из подземных формаций и может быть применено при интенсификации потока через формацию путем гидравлического разрыва.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземных продуктивных пластов, в частности к способам очистки трещины гидроразрыва. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидравлическом разрыве пласта с близким расположением вод. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненного карбонатного пласта, и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных карбонатных коллекторах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных пластов, а именно повышению нефтеотдачи пластов при одновременном увеличении охвата пласта воздействием и повышении эффективности нефтевытеснения в неоднородных коллекторах на поздних стадиях разработки месторождений.

Изобретение относится к обработке углеводородных формаций, поврежденных водой. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков.
Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для повышения проницаемости призабойной зоны пласта. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.
Изобретение относится к области нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородных средах химическими реагентами-нейтрализаторами и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической промышленности.
Изобретение относится к бактерицидным составам, применяемым, в частности, в нефтегазодобывающей промышленности для подавления роста бактерий (СВБ) в нефтепромысловых средах и в заводняемом нефтяном пласте, а также для защиты оборудования от сероводородной коррозии.

Изобретение относится к способу добычи нефти из подземного пласта при поддержании давления, согласно которому а) закачивают, по меньшей мере одним закачивающим устройством в контакте с подземным пластом, содержащим нефть, жидкость, содержащую смесь по меньшей мере: i) соленой водной среды, ii) смесь 2 цвиттер-ионных загущающих ПАВов или смесь 2 популяций этих ПАВов, имеющую бимодальный характер узких распределений групп R1, приведенных определений, в весовом содержании в интервале от 1 до 0,05 вес.%, предпочтительно от 0,5 до 0,1%, еще более предпочтительно от 0,4 до 0,15%, чтобы жидкость имела поверхностное натяжение на границе раздела воды и нефти, измеренное при температуре окружающей среды - 25°C, примерно 10 мН/м или меньше, и вязкость, измеренную при температуре 80°C и при градиенте сдвига 10 с-1, примерно 3 сПз или больше, отвечающих приведенным формулам; извлекают жидкость по меньшей мере одним средством добычи, находящимся в месте, отличном от того, где был введен полимер, причем указанная жидкость содержит нефть.
Изобретение относится к области бурения нефтегазовых вертикальных и наклонно-направленных скважин в сложных геологических условиях. .
Наверх