Способы использования добавок, содержащих микрогели, для контроля потери текучей среды



Способы использования добавок, содержащих микрогели, для контроля потери текучей среды
Способы использования добавок, содержащих микрогели, для контроля потери текучей среды

 


Владельцы патента RU 2493190:

ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)

Изобретение относится к способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное. Способ включает получение состава для обработки приствольной зоны на водной основе, содержащего указанную выше добавку, введение состава в подземную формацию, предоставление возможности указанной добавке для поступления в фильтрационную корку на поверхности внутри подземной формации, предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации. Способ включает получение указанного выше бурового раствора, введение его в подземную формацию, предоставление возможности указанной добавке для поступления в фильтрационную корку на поверхности внутри подземной формации, предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации. Способ включает получение внутрифильтрового загустителя, содержащего указанные выше текучую среду на водной основе и добавку, размещение загустителя в подземной формации между фильтром с гравийным пакерованием и участком подземной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности контроля потери текучей среды, снижение остаточного повреждении. 4 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 13 пр.

 

Уровень техники

Настоящее изобретение относится к способам использования добавок для контроля потери текучих сред. Более конкретно, по меньшей мере, в некоторых вариантах осуществления, настоящее изобретение относится к использованию добавок для контроля потери текучей среды в буровых растворах и составах для подземного ремонта скважин, которые содержат полимерные микрогели, в подземных операциях.

Когда бурят скважины в продуктивных пластах, используют буровые растворы, которые будут сводить к минимуму ухудшение проницаемости формаций и их возможности относительно добычи углеводородов. Жидкости для подземного ремонта скважин используют, когда осуществляют операции заканчивания в продуктивных пластах и когда осуществляют операции подземного ремонта в формации. Буровые растворы и жидкости для подземного ремонта скважин образуют осадочный слой частиц известный как "фильтрационная корка" на стенках скважин продуктивных пластах. Фильтрационная корка, как предполагается, помогает предотвратить потери буровых растворов и жидкостей для подземного ремонта скважин в формацию и предотвращает поступление твердых продуктов в поры скальных пород. После заканчивания и перед началом добычи, фильтрационная корка обычно деградирует или получает возможность для деградации, чтобы позволить протекание продукта в скважине для добычи. Деградация фильтрационной корки является важной для сохранения сообщаемости скважины и естественной проницаемости скальных пород резервуара. Если она не деградирует или не получает возможности для деградации, фильтрационная корка может представлять собой препятствие для добычи, среди прочего, из-за изменения проницаемости резервуара. После того, как проницаемость резервуара уменьшается, он сам по себе может возвратиться в свое исходное состояние. Этот процесс должен отличаться от функционирования добавок (иногда называемых в данной области "модификаторы относительной проницаемости" или "RPM"), которые часто используются в вытеснительных или рабочих жидкостях для перманентной герметизации поступлений воды в области резервуара углеводородов, окружающие скважины.

Буровые растворы и жидкости для подземного ремонта скважин (такие как буровые растворы для вскрытия пласта) могут содержать добавки для контроля потери текучей среды, для дополнительной помощи при предотвращении потерь буровых растворов и жидкостей для подземного ремонта скважин в формациях. Буровые растворы представляют собой любые текучие среды из ряда текучих сред и смесей текучих сред и твердых продуктов (таких как суспензии твердых частиц, смеси и эмульсии жидкостей, газов и твердых продуктов), используемых при операциях бурения стволов скважин в земле. Классификация буровых растворов может осуществляться разными способами, чаще приводя к путанице, чем к получению объяснений, необходимых для понимания. Одна из схем классификации, приводимая в настоящем документе, основывается только на композиции глинистого раствора посредством выделения компонента, который четко определяет функцию и рабочие характеристики текучей среды: (1) среды на водной основе, (2) среды на масляной основе и (3) газообразные (пневматические) среды. Каждая категория имеет множество субкатегорий, которые в значительной степени перекрываются друг с другом. В идеале, буровой раствор не наносит повреждений формации, это означает, что текучая среда не оставляет за собой материалов в виде частиц, мелкодисперсных частиц, и тому подобное, которые отрицательно влияют на проницаемость формации.

Буровой раствор для вскрытия пласта представляет собой текучую среду, предназначенную для бурения скважины в подземной формации через сечение резервуара. Причины использования специально сконструированной текучей среды включают, но, не обязательно ограничиваясь этим: (1) успешное бурение в зоне резервуара часто длинной горизонтальной дренажной скважины; (2) сведение к минимуму повреждений и доведение до максимума продуктивности экспонируемых зон и (3) облегчение необходимого заканчивания скважины, которое может включать сложные процедуры. Буровой раствор для вскрытия пласта часто напоминает раствор для заканчивания тем, что он может содержать солевой раствор, возможно, закупоривающие агенты, и/или полимеры.

Термин "буровой раствор", как используется в настоящем документе, относится, в целом, как к буровым растворам, так и к буровым растворам для вскрытия пласта, если не указано иного.

Другие типы жидкостей для подземного ремонта скважин, которые могут использовать материалы для контроля потери текучей среды, включают, но не ограничиваясь этим, загустители (такие как внутрифильтровые загустители), которые представляют собой текучие среды с относительно малым количеством (например, меньше чем 200 баррелей) специальной смеси бурового раствора для осуществления конкретной задачи, которую не может выполнить обычный буровой раствор. Примеры включают загустители высокой вязкости, предназначенные для того, чтобы помочь поднять обломки из вертикальной скважины, загустители из пресной воды для растворения обводняемых солевых формаций, загустители для освобождения труб, для разрушения фильтрационной корки и для ослабления различных сил прилипания, и загустители из материала для контроля потери циркуляции, для забивания зоны отбора. Другой пример представляет собой фильтровый загуститель, который может быть полезным в сочетании с операцией гравийного пакерования.

Примеры обычных добавок для контроля потери текучей среды для жидкостей для подземного ремонта скважин на водной основе включают неионные водорастворимые полимеры, такие как крахмалы, дериватизированные крахмалы, смолы, дериватизированные смолы и материалы на основе целлюлозы. Добавки для контроля потери текучей среды, которые содержат крахмалы, часто различаются по отношению содержания амилозы и амилопектина и могут модифицироваться или не модифицироваться агентом для поперечной сшивки, таким как эпихлоргидрин. Также, природные крахмалы могут быть неоднородными с точки зрения качества и эффективности. Эти поперечно сшитые крахмалы часто не имеют термической стабильности при температурах примерно до 250°F (105°C), а при температурах выше 250°F (105°C), они могут эффективно использоваться только посредством повышенного нагружения состава для обработки приствольной зоны поперечно сшитым крахмалом, постоянно пополняя состав для обработки приствольной зоны поперечно сшитым крахмалом или используя поглотитель кислорода в сочетании с поперечно сшитым крахмалом. При температурах выше 300°F (130°C), даже при использовании рассмотренных выше мер, поперечно сшитые крахмалы не могут быть эффективными добавками для контроля потери текучей среды.

Обычные линейные синтетические полимеры также используются, но зачастую, они требуют другой добавки, такой как глины, чтобы они могли эффективно функционировать в качестве добавок для контроля потери текучей среды. Однако использование глины может быть проблематичным в буровых растворах для вскрытия пласта, поскольку удаление глины из подземной формации может осложняться, потому что она проникает в поры подземной формации. Кроме того, добавление глины в состав для обработки приствольной зоны значительно увеличивает вязкость текучей среды, что может вызвать завершение бурения при пониженной скорости. Другая проблема заключается в том, что некоторые синтетические полимеры не могут успешно использоваться в сочетании с некоторыми солевыми растворами, например, с растворами двухвалентных солей. Эта несовместимость с солевыми растворами, как считается, предотвращает ассоциацию синтетического полимера с глиной, с образованием закупоривающих коллоидов, которые являются желательными, поскольку они обеспечивают некоторый уровень потерь текучей среды, например, в буровом растворе для вскрытия пласта.

Сущность изобретения

Настоящее изобретение относится к способам использования добавок для контроля потери текучей среды. Более конкретно, по меньшей мере, в некоторых вариантах осуществления, настоящее изобретение относится к использованию добавок для контроля потери текучей среды в буровых растворах и в жидкостях для подземного ремонта скважин, которые содержат полимерные микрогели, в подземных операциях.

В одном из вариантов осуществления, настоящее изобретение предусматривает буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, которая содержит, по меньшей мере, один полимерный микрогель.

В другом варианте осуществления, настоящее изобретение предусматривает способ, включающий: получение состава для обработки приствольной зоны на водной основе, содержащего добавку для контроля потери текучей среды, которая содержит, по меньшей мере, один полимерный микрогель; введение состава для обработки приствольной зоны на водной основе в подземную формацию через скважину, проходящую через подземную формацию; предоставление возможности добавке для контроля потери текучей среды для поступления в фильтрационную корку, расположенную на поверхности, находящейся внутри подземной формации; предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации.

В другом варианте осуществления, настоящее изобретение предусматривает способ, включающий: получение бурового раствора, содержащего текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, которая содержит, по меньшей мере, один полимерный микрогель; циркуляцию бурового раствора в подземной формации; предоставление возможности добавке для контроля потери текучей среды для поступления в фильтрационную корку, расположенную на поверхности, находящейся внутри подземной формации; предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации.

В другом варианте осуществления, настоящее изобретение предусматривает способ, включающий: получение внутрифильтрового загустителя, содержащего текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, которая содержит, по меньшей мере, один полимерный микрогель, и размещение внутрифильтрового загустителя в подземной формации так, что внутрифильтровый загуститель располагается между фильтром с гравийным пакерованием и участком подземной формации.

Признаки и преимущества настоящего изобретения будут легко поняты специалистам в данной области. Хотя специалист в данной области может проделать многочисленные изменения, такие изменения находятся в пределах духа настоящего изобретения.

Краткое описание чертежей

Настоящие чертежи иллюстрируют определенные аспекты некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения и не должны использоваться для ограничения или определения изобретения.

Фигура 1 представляет собой фотографию прозрачного раствора дисперсии микрогеля после растворения в воде.

Фигура 2 представляет собой сделанную под микроскопом фотографию дисперсии микрогеля на Фигуре 1.

Описание предпочтительных вариантов осуществления

Настоящее изобретение относится к способам использования добавок для контроля потери текучей среды. Более конкретно, по меньшей мере, в некоторых вариантах осуществления, настоящее изобретение относится к использованию добавок для контроля потери текучей среды в буровых растворах и составах для подземного ремонта скважин, которые содержат полимерные микрогели, в подземных операциях.

Возможны несколько потенциальных преимуществ для способов и композиций по настоящему изобретению и только некоторые из них упоминаются в настоящем документе. Настоящая заявка предусматривает буровые растворы, предпочтительно, для использования в качестве буровых растворов, буровых растворов для вскрытия пласта, текучих сред для заканчивания или загустителей, которые быстро образуют тонкую, деградируемую фильтрационную корку. Опять же, для ясности, термин "буровой раствор" как используется в настоящем документе, относится в целом, как к буровым растворы, так и к буровым растворам для вскрытия пласта, если конкретно не указано иного. Буровые растворы по настоящему изобретению являются менее агрессивными для формации, обеспечивая при этом характеристики смазываемости, эффективного контроля потери текучей среды и хорошей герметизации, и перекрывания фильтрационной корки. Получаемая фильтрационная корка может легко сниматься и быстро удаляться или растворяться, чтобы облегчить получение корки с низкой толщиной и низкого остаточного повреждения. Кроме того, текучие среды являются стабильными в течение длительных периодов времени при высоких температурах. В частности, буровые растворы по настоящему изобретению, как предполагается, имеют улучшенные характеристики по сравнению с обычными текучими средами, которые содержат, например, производные крахмала, поскольку они могут использоваться при эффективных статических температурах в нижней части скважины, по меньшей мере, примерно до 400°F (175°C) или более, в то же время сохраняя эффективный контроль потери текучей среды, таким образом, сводя к минимуму повреждения формации. При этом открывается широкий диапазон применений для технологических разработок и создания новых продуктов. Предполагается, что при равных концентрациях, буровые растворы по настоящему изобретению, которые содержат добавки для контроля потери текучей среды, содержащей полимерные микрогели, описанные в настоящем документе, дают улучшенные рабочие характеристики (например, с повышением величины на порядок) относительно величины потери текучей среды, по сравнению с материалами для контроля потерь текучей среды на основе крахмала.

Другое потенциальное преимущество может заключаться в том, что буровые растворы по настоящему изобретению могут использоваться без добавления глины, что делает возможным более легкую очистку, минимальное повреждение формации, меньшие времена бурения и устранение проблем, связанных с увеличением вязкости текучих сред, когда добавляется глина.

В некоторых вариантах осуществления, настоящее изобретение предусматривает буровой раствор на водной основе, который содержит добавку для контроля потери текучей среды по настоящему изобретению, которая содержит, по меньшей мере, один полимерный микрогель. В других вариантах осуществления, настоящее изобретение предусматривает буровые растворы, которые содержат текучую среду на водной основе (например, солевой раствор или пресную воду) и одну или несколько добавок для контроля потери текучей среды, которые содержат, по меньшей мере, один полимерный микрогель. При практическом использовании, относительно получения фильтрационной корки, которая будет легко деградировать, может быть выгодным включение закупоривающих агентов в буровой раствор, который будет проникать в фильтрационную корку. Без закупоривающих агентов, полимерные микрогели могут образовывать эффективную фильтрационную корку, но удаление этой фильтрационной корки может быть сложнее. Другие компоненты бурового раствора могут содержать утяжеляющие агенты, глины, полимеры, а также другие добавки, обычные для буровых растворов на водной основе, включая, но, не обязательно ограничиваясь этим, смазывающие вещества, ингибиторы коррозии, другие ингибиторы и поглотители кислорода.

В некоторых вариантах осуществления, добавка для контроля потери текучей среды может включаться в буровой раствор в количестве примерно от 5% масс. или ниже активного компонента полимерного микрогеля.

Основная текучая среда буровых растворов по настоящему изобретению может представлять собой любую пригодную для использования текучую среду на водной основе, включая, но, не обязательно ограничиваясь этим, солевые растворы (например, воду, содержащую соль). В некоторых случаях могут быть пригодными для использования, солевые растворы, имеющие плотность, по меньшей мере, примерно 9 фунтов/галлон (1 кг/л), упоминаемые как "солевые растворы высокой плотности". Солевые растворы могут содержать по существу любые пригодные для использования соли, включая, но, не обязательно ограничиваясь этим, соли на основе металлов, таких как кальций, магний, натрий, калий, цезий, цинк, алюминий и литий. Соли кальция и цинка являются предпочтительными. Соли могут содержать по существу любые анионы, при этом предпочтительные анионы представляют собой менее дорогостоящие анионы, включая, но, не обязательно ограничиваясь этим, хлориды, бромиды, формиаты, ацетаты и нитраты. Как правило, основная текучая среда присутствует в буровом растворе по настоящему изобретению в количестве, находящемся в диапазоне примерно от 35% примерно до 97% масс. от его массы, более предпочтительно примерно от 70% примерно до 95% или более.

Предпочтительно, когда они используются, закупоривающие агенты являются либо самодеградируемыми, либо деградируемыми в соответствующих чистящих растворах (например, во взаимном растворителе, воде, растворе кислоты, и тому подобное). Примеры закупоривающих агентов, пригодных для использования в способах по настоящему изобретению, включают, но, не обязательно ограничиваясь этим, цитрат магния, цитрат кальция, сукцинат кальция, малеат кальция, тартрат кальция, тартрат магния, цитрат висмут, карбонат кальция, хлорид натрия и другие соли, и их гидраты. Примеры деградирующих закупоривающих агентов могут включать, но, не обязательно ограничиваясь этим, закупоривающие агенты, содержащие деградирующие материалы, такие как деградируемые полимеры. Полимер считается "деградируемым" в настоящем документе, если деградация вызывается, среди прочего, химическими и/или радикальными процессами, такими как гидролиз, окисление, ферментативная деградация или УФ излучение. Соответствующие примеры деградируемых полимеров, которые могут использоваться в соответствии с настоящим изобретением, включают, но, не обязательно ограничиваясь этим, те, которые описаны в публикации Advances in Polymer Science, Vol. 157, озаглавленной "Degradable Aliphatic Polyesters" edited by A. C. Albertson, описание которой тем самым включается в качестве ссылки. Конкретные примеры пригодных для использования полимеров включают, но, не обязательно ограничиваясь этим, полисахариды такие как декстраны или целлюлозы; хитины; хитозаны; белки; сложные ортоэфиры; алифатические сложные полиэфиры; поли(лактиды); поли(гликолиды); поли(ε-капролактоны); поли(гидроксибутираты); поли(ангидриды); алифатические поликарбонаты; сложные поли(ортоэфиры); поли(аминокислоты); поли(этиленоксиды) и полифосфазены. Их сочетания и производные также являются пригодными для использования.

При выборе конкретного закупоривающего агента для использования, необходимо знать рабочие характеристики этого закупоривающего агента в температурном диапазоне его применения. Используемые закупоривающие агенты могут, как правило, присутствовать в композициях буровых растворов в количестве, находящемся в диапазоне примерно от 1% примерно до 40% масс. от их массы, более предпочтительно, примерно от 5% примерно до 25%. Как правило, закупоривающие агенты могут иметь размер частиц в диапазоне примерно от 1 микрон примерно до 600 микрон. Предпочтительно, размер закупоривающих частиц находится в пределах примерно от 1 примерно до 200 микрон, но он может изменяться от формации к формации. Размер используемых частиц определяется горловинным размером пор формации.

Термин "полимерный микрогель", как используется в настоящем документе, относится к частице геля, содержащей сетку поперечно сшитого полимера (например, водорастворимого и набухающего в воде). В некоторых вариантах осуществления, добавка для контроля потери текучей среды может доставляться в сплошной среде, например, в форме дисперсии. В других вариантах осуществления, полимерные микрогели могут использоваться без какой-либо сплошной среды, например, в сухой форме. Один из множества полезных признаков определенных вариантов осуществления полимерных микрогелей по настоящему изобретению заключается в том, что они, как предполагается, набухают или подвергаются усадке в ответ на воздействие внешних стимулов, например, pH и температуры. В некоторых вариантах осуществления, некоторые из полимерных микрогелей могут, как считается, представлять собой суперабсорбенты, поскольку они могут содержать более 99% воды. Это может быть преимущественным в некоторых применениях, где поглощение воды является важным.

Когда они составляют значительную часть добавки для контроля потери текучей среды в буровом растворе по настоящему изобретению, полимерные микрогели необязательно могут диспергироваться в сплошной среде перед добавлением к текучей среде. В некоторых вариантах осуществления, добавка для контроля потери текучей среды может содержать сплошную среду. Примеры пригодных для использования сплошных сред могут включать, но, не обязательно ограничиваясь этим, текучие среды на водной основе, спирты, глицерин, гликоли, амины полигликолей, полиолы и любое их производное. В дополнение к этому, в некоторых вариантах осуществления, сплошная среда может содержать текучую среду, выбранную из группы, состоящей из метанола, этанола, н-пропанола, изопропанола, н-бутанола, втор-бутанола, изобутанола, трет-бутанола, смеси метанола, этанола, н-пропанола, изопропанола, н-бутанола, втор-бутанола, изобутанола или трет-бутанола и воды, смеси сульфата аммония, сульфата натрия или сульфата калия и воды, смеси хлорида натрия, хлорида калия или хлорида кальция и воды и их сочетания. Необязательно, сплошная среда содержит жидкость, выбранную из группы, состоящей из этанола, смеси трет-бутанола и воды и смеси сульфата аммония и воды. Их смеси могут также быть пригодными для использования. Примеры пригодных для использования текучих сред на водной основе могут включать, но не обязательно ограничиваясь этим, пресную воду, морскую воду, соленую воду и солевые растворы (например, насыщенные солевые растворы). Примеры пригодных для использования солевых растворов могут включать, но, не обязательно ограничиваясь этим, растворы солей тяжелых металлов, растворы одновалентных солей, растворы двухвалентных солей и растворы трехвалентных солей, которые содержат растворимые соли, подобные хлориду натрия, хлориду кальция, бромиду кальция, бромиду цинка, карбонату калия, формиату натрия, формиату калия, формиату цезия, ацетату натрия, ацетату калия, ацетату кальция, ацетату аммония, хлориду аммония, бромиду аммония, нитрату натрия, нитрату калия, нитрату аммония, сульфату аммония, нитрату кальция, карбонату натрия, карбонату калия, любое их сочетание и любое их производное. Примеры пригодных для использования спиртов могут включать, но, не обязательно ограничиваясь этим, метанол, этанол, пропанол, изо-пропанол, бутанол, трет-бутанол, и тому подобное. Примеры пригодных для использования гликолей могут включать, но не обязательно ограничиваясь этим, полигликоли, пропиленгликоль, этиленгликоль, и тому подобное. В некоторых вариантах осуществления, сплошная среда может присутствовать в любом пригодном для использования диапазоне, включая массовые отношения сплошной среды к полимерному микрогелю примерно 30:70, примерно 20:80, примерно 10:90, примерно 5:95 и примерно 0:100.

В некоторых вариантах осуществления, полимерные микрогели могут содержать продукт реакции, полученный с помощью соответствующей реакции полимеризации полимера (или мономера) и агента для поперечной сшивки. В одном из вариантов осуществления способа получения микрогелей по настоящему изобретению, полимеризация представляет собой дисперсионную полимеризацию в сплошной среде, которая является по существу инертной по отношению к реакциям переноса цепи. Образуются частицы микрогеля поперечно сшитого полимера, которые, как предполагается, являются нерастворимыми или самое большее набухающими в сплошной среде. Хотя и не желая ограничиваться какой-либо конкретной теорией, предполагается, что в некоторых вариантах осуществления агент для поперечной сшивки может действовать в качестве инициатора, образующего ветви цепей полимера или мономера, которые, в свою очередь, могут взаимодействовать друг с другом с образованием полимерного микрогеля. Другие пригодные инициаторы могут включать те, которые известны специалистам в данной области, например, фотоинициаторы, термические инициаторы и их сочетания.

В некоторых вариантах осуществления, полимер (или мономер) может включать любой пригодный для использования полимер или мономер, который может образовывать полимерный микрогель, когда поперечно сшивается. Пригодные для использования полимеры и мономеры могут включать, но, не обязательно ограничиваясь этим, те, которые содержат единицы на основе акриламидов, виниловых спиртов, винилпирролидонов, винилпиридинов, акрилатов, полиакриламидов, поливиниловых спиртов, поливинилпирролидонов, поливинилпиридинов, полиакрилатов, полибутиленсукцината, полибутиленсукцинат-со-адипата, полигидроксибутирата-валерата, полигидроксибутирата-совалерата, поликапролактонов, амидов сложных полиэфиров, полиэтилентерефталатов, сульфонированного полиэтилентерефталата, полиэтиленоксидов, полиэтиленов, полипропиленов, алифатического и ароматического сложного сополиэфира, полиакриловой кислоты, полисахаридов (таких как декстран или целлюлоза), хитинов, хитозанов, белков, алифатических сложных полиэфиров, полимолочных кислот, поли(гликолидов), поли(ε-капролактонов), поли(простых эфиров сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутиратов), поли(ангидридов), поликарбонатов, сложных поли(ортоэфиров), поли(аминокислот), поли(этиленоксидов), поли(пропиленоксидов), поли(фосфазенов), амидов сложных полиэфиров, полиамидов, полистиролов, любое их производное, любой их сополимер, гомополимер или терполимер, или любую их смесь. В некоторых вариантах осуществления, мономер может включать ненасыщенную группу, такую как мономер, содержащий винильную группу. Иллюстративные винилсодержащие мономеры могут описываться формулой C(R1)(R2)=C(R3)(R4), где R1, R2, R3 и R4 представляют собой сегменты, придающие растворимость или способность к набуханию этому мономеру в обычном растворителе. Необязательно, R1, R2, R3 и R4 могут, каждый, независимо выбираться, но, не ограничиваясь этим, из водорода, метила, этила, CONH2, CONHCH3, CON(CH3)2, CH2SO3H, CH2SO3Na и COONa. В качестве другой возможности, мономер содержит соединение, выбранное из группы, состоящей из гидроксиэтилакрилата, акриламида и гидроксиэтилметакрилата. Примеры пригодных для использования сополимеров, которые могут использоваться вместе с ними, могут включать неорганические и органические полимеры. Некоторые из этих полимеров и мономеров могут быть более пригодными для менее высокотемпературных применений, чем другие; однако поперечная сшивка может увеличить их термическую стабильность. В некоторых вариантах осуществления, полимер или мономер может включать водорастворимый полимер или мономер. В некоторых вариантах осуществления, полимер или мономер может включать блок-сополимер с частью, которая является водорастворимой, и с частью, которая является водонерастворимой.

В некоторых вариантах осуществления, агент для поперечной сшивки может включать любой агент для поперечной сшивки, который может взаимодействовать с полимером или мономером с формированием полимерного микрогеля. В некоторых вариантах осуществления, агент для поперечной сшивки может включать ковалентный агент для поперечной сшивки. Примеры пригодных для использования агентов для поперечной сшивки могут включать агенты для поперечной сшивки, которые образуют радикалы. Пригодные для использования агенты для поперечной сшивки могут включать, но, не ограничиваясь этим, 2,2'-азобис-(2-метилбутиронитрил), 2,2'-азобис(изобутирамидин гидрохлорид), 2,2'-азобис[2-(2-имидазолин-2-ил)пропан] дигидрохлорид, 1,1'-азобис(циклогексанкарбонитрил), 2,2'-азобис(2-метилпропионамидин) дигидрохлорид, 4,4'-азобис(4-циановалериановую кислоту), персульфат аммония, дигидрат мононатриевой соли гидроксиметансульфиновой кислоты, персульфат калия, персульфат натрия, бензоил пероксид, 1,1-бис(трет-амилперокси)циклогексан, 1,1-бис(трет-бутилперокси)циклогексан, 2,2-бис(трет-бутилперокси)бутан, 2,4-пентандионпероксид, 2,5-бис(трет-бутилперокси)-2,5-диметилгексан, 2,5-ди(трет-бутилперокси)-2,5-диметил-3-гексин; 2-бутанонпероксид, кумен гидропероксид, ди-трет-амил пероксид, дикумил пероксид, лауроил пероксид, трет-бутил гидропероксид, трет-бутил перацетат, трет-бутил пероксид, трет-бутил пероксибензоат, трет-бутилперокси-2-этилгексилкарбонат, диэтиленгликоль диметакрилат, азобисизобутиронитрил и их сочетания. Специалист в данной области мог бы выбрать соответствующий агент для поперечной сшивки на основе полимера или мономера, который должен поперечно сшиваться.

В некоторых вариантах осуществления, количество агента для поперечной сшивки, используемого в сочетании с полимером или мономером, может представлять собой любое количество, необходимое для получения желаемого уровня поперечной сшивки и других характеристик. В некоторых вариантах осуществления, массовое отношение агента для поперечной сшивки к мономеру или полимеру, используемому для получения полимерного микрогеля, может находиться в пределах примерно от 100:1 примерно до 5000:1.

В одном из вариантов осуществления способа получения микрогелей по настоящему изобретению, полимеризация представляет собой дисперсионную полимеризацию в сплошной среде, такой как сплошная среда, содержащая трет-бутиловый спирт/воду и сульфат аммония. Как мономер (такой как, но не ограничиваясь этим, акриламид), так и агент для поперечной сшивки (такой как, но, не ограничиваясь этим, N,N'-этилен-бис-акриламид) являются по существу растворимыми или, по меньшей мере, набухающими в сплошной среде. Получаемые в результате микрогели являются нерастворимыми в сплошной среде. Сплошная среда, как предполагается, является относительно инертной (или, по меньшей мере, не настолько химически активной, чтобы нарушить формирование микрогелей) по отношению к реакциям переноса цепи посредством распространения радикалов. Посредством удаления сплошной среды с использованием соответствующей технологии, микрогели могут сушиться, если это желательно.

Необязательно, коллоидный стабилизатор может также включаться в сплошную среду во время полимеризации. Один из примеров коллоидного стабилизатора представляет собой амфифильное соединение, такое как амфифильный коллоидный стабилизатор, включая стабилизатор, выбранный из группы, состоящей из поли(винилпирролидона) (PVP), полидиаллилдиметиламмония хлорида (поли-DADMAC) и их сочетания.

В одном из вариантов осуществления способа получения микрогелей по настоящему изобретению, полимеризация представляет собой дисперсионную полимеризацию водорастворимого или набухающего винилового мономера (мономеров) (как представлено с помощью C(R1)(R2)=C(R3)(R4), где R1, R2, R3 и R4 представляют собой сегменты, придающие этому мономеру растворимость или способность к набуханию в воде и среде полимеризации) в присутствии радикально полимеризуемого агента для поперечной сшивки (такого как, но, не ограничиваясь этим, C(R5)(R6)=C(R7)-R8-C(R9)=C(R10)(R11), где R5-R11 представляют собой группы, придающие этому агенту для поперечной сшивки растворимость и способность к набуханию в воде и среде полимеризации) в среде (такой как, но, не ограничиваясь этим, трет-бутанол/вода и раствор сульфата аммония в воде), для которой перенос цепи распространяющегося радикала предотвращается или подавляется. Если использовать преимущество плохой стабильности полученной в результате дисперсии при высоком содержании полимера (например, 13% масс.), в отсутствие какого-либо агента для поперечной сшивки, результат может представлять собой отдельный кусочек макрогеля.

Диапазон размеров этих полимерных микрогелей может находиться в пределах примерно от 10 нм примерно до 1 мм в диаметре. Пригодный для использования диапазон размеров может составлять от 10 микрон примерно до 500 микрон. В настоящей композиции может использоваться некоторый диапазон различных несопоставимых размеров полимерных микрогелей. Специалист в данной области мог бы выбрать соответствующий размер полимерных микрогелей, основываясь на характеристиках подземной формации, в которой должны использоваться полимерные микрогели, на температуре подземной формации, на степени стабильности, необходимой для полимерных микрогелей, и на их стоимости. Также, формы полимерных микрогелей могут быть различными, и они могут зависеть от нескольких факторов, включая, но, не обязательно ограничиваясь этим, температуру, используемую сплошную среду, и степень поперечной сшивки. Полимерные микрогели могут иметь любую форму, например; по меньшей мере, частично сферическую. В зависимости от способа, с помощью которого создаются полимерные микрогели, форма полимерных микрогелей может изменяться. Специалист в данной области мог бы выбрать соответствующую форму полимерных микрогелей, основываясь на характеристиках подземной формации, в которой должны использоваться полимерные микрогели, на температуре подземной формации, на степени стабильности, необходимой для полимерных микрогелей и на их стоимости. Конкретная форма не является критичной для использования в настоящем изобретении.

В некоторых вариантах осуществления, добавки для контроля потери текучей среды по настоящему изобретению могут и не доставляться вместе со сплошной средой. Они могут упоминаться как "сухие" варианты осуществления. Например, в некоторых вариантах осуществления, после полимеризации полимерных микрогелей, полимерные микрогели могут удаляться из сплошной среды, а затем сушиться с использованием соответствующей технологии с получением порошкообразных полимерных микрогелей.

В некоторых вариантах осуществления, настоящее изобретение включает буровой раствор для вскрытия пласта на водной основе, содержащий добавку для контроля потери текучей среды по настоящему изобретению, которая содержит, по меньшей мере, один полимерный микрогель. В некоторых вариантах осуществления, добавка для контроля потери текучей среды может включаться в буровой раствор для вскрытия пласта в количестве примерно 5% масс. или ниже активного компонента полимерного микрогеля. Другие компоненты буровых растворов для вскрытия пласта могут включать закупоривающие агенты и другие обычно используемые добавки.

В некоторых вариантах осуществления, настоящее изобретение включает внутрифильтровый загуститель, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель. В некоторых вариантах осуществления, добавка для контроля потери текучей среды может включаться во внутрифильтровый загуститель в количестве примерно от 1 примерно до 10% масс. активного компонента полимерного микрогеля.

В некоторых вариантах осуществления, настоящее изобретение предусматривает буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, которая содержит, по меньшей мере, один полимерный микрогель.

В некоторых вариантах осуществления, настоящее изобретение предусматривает способ, включающий: получение состава для обработки приствольной зоны на водной основе, содержащего добавку для контроля потери текучей среды, которая содержит, по меньшей мере, один полимерный микрогель; и введение состава для обработки приствольной зоны на водной основе в подземную формацию через скважину, проходящую через подземную формацию.

В некоторых вариантах осуществления, настоящее изобретение предусматривает способ, включающий: получение бурового раствора, содержащего текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, которая содержит, по меньшей мере, один полимерный микрогель; и циркуляцию бурового раствора в подземной формации.

В некоторых вариантах осуществления, настоящее изобретение предусматривает способ, включающий: получение внутрифильтрового загустителя, содержащего текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, которая содержит, по меньшей мере, один полимерный микрогель, и размещение внутрифильтрового загустителя в подземной формации так, что внутрифильтровый загуститель располагается между фильтром гравийным пакерованием и участком подземной формации.

Для облегчения лучшего понимания настоящего изобретения, приводятся следующие далее примеры определенных аспектов некоторых вариантов осуществления изобретения. Следующие далее примеры ни в коем случае не должны рассматриваться как ограничивающие или определяющие полные рамки настоящего изобретения.

ПРИМЕРЫ

Пример 1

Частицы полимерного микрогеля приготавливают в соответствии со следующей процедурой. Смесь 95,0 г этанола, 20,0 г акриламида, 0,50 г поли(винилпирролидона) и 0,50 г диэтиленгликоля диметакрилата приготавливают в 250-мл трехгорлой колбе, снабженной холодильником и механической мешалкой. Смесь продувают газообразным азотом в течение 30 минут, а затем нагревают до 65°C. Затем в смесь инжектируют 5,0 г раствора азобисизобутиронитрила в этаноле (1% масс. азобисизобутиронитрила). Затем смесь выдерживают при 65°C в атмосфере азота и перемешивают в течение 22 часов при 300 об/мин. Затем смеси позволяют охлаждаться до комнатной температуры и получают дисперсию частиц с размерами от 10 мкм до 100 мкм (в воде) с содержанием твердых продуктов приблизительно 17% масс. Фигура 1 представляет собой фотографию прозрачной дисперсии микрогеля, полученной в этом примере. Фигура 2 представляет собой сделанную под микроскопом фотографию дисперсии микрогеля, полученной в этом примере. Затем дисперсию центрифугируют при 4800 об/мин в течение 5 минут. Затем супернатант декантируют и осадки собирают. Затем осадки претерпевают изменения в вакууме приблизительно при 50°C в течение ночи с получением рыхлых, хорошо диспергированных высушенных порошков.

Пример 2

Частицы полимерного микрогеля приготавливают в соответствии со следующей процедурой. Смесь из 95,0 г смеси трет-бутанола и воды (90% масс. трет-бутанол), 15,0 г акриламида, 0,20 г N,N'-этилен-бис-акриламида и 0,50 г поли(винилпирролидона) приготавливают в 250-мл трехгорлой колбе, снабженной холодильником и механической мешалкой. Смесь продувают газообразным азотом в течение 30 минут, а затем нагревают до 65°C. Затем в смесь инжектируют 5,0 г раствора азобисизобутиронитрила в этаноле (1% масс. азобисизобутиронитрила). Затем смесь выдерживают при 65°C в атмосфере азота и перемешивают в течение 22 часов при 300 об/мин. Затем смесь охлаждают до комнатной температуры и получают дисперсию частиц с размерами от 10 мкм до 300 мкм с содержанием твердых продуктов приблизительно 13% масс.

Пример 3

Частицы полимерного микрогеля приготавливают в соответствии со следующей процедурой. Смесь 75,5 г 40% раствора сульфата аммония в воде, 7,5 г акриламида, 12,0 г 20% раствора полидиаллилдиметиламмония хлорида в воде, 6,7 мкл поли(этиленгликоль)диакрилата и 20,0 г деионизованной воды приготавливают в 250-мл трехгорлой колбе, снабженной холодильником и механической мешалкой. Смесь продувают газообразным азотом в течение 30 минут, а затем нагревают до 35°C. Затем в смесь инжектируют 5,0 г раствора 2,2'-азобис[2-(2-имидазолин-2-ил)пропана] дигидрохлорида в воде (0,01% масс. 2,2'-азобис[2-(2-имидазолин-2-ил)пропана] дигидрохлорида). Затем смесь выдерживают при 35°C в атмосфере азота и перемешивают в течение 22 часов при 300 об/мин. Затем смесь охлаждают до комнатной температуры и получают дисперсию частиц с содержанием твердого продукта приблизительно 9% масс. Затем дисперсию центрифугируют при 4800 об/мин в течение 5 минут. Затем супернатант декантируют и осадки собирают. Затем осадки претерпевают изменения в вакууме приблизительно при 50°C в течение ночи с получением рыхлых, хорошо диспергированных высушенных порошков.

Пример 4

Частицы полимерного микрогеля приготавливают в соответствии со следующей процедурой. Смесь 90,0 г смеси трет-бутанола и воды (90% масс. трет-бутанол), 15,0 г акриламида, 0,50 г поли(винилпирролидона) приготавливают в 250-мл трехгорлой колбе, снабженной холодильником и механической мешалкой. Смесь продувают газообразным азотом в течение 30 минут, а затем нагревают до 65°C. Затем в смесь инжектируют 5,0 г раствора азобисизобутиронитрила в этаноле (1% масс. азобисизобутиронитрила). Приблизительно через 20 минут в смесь инжектируют раствор 0,10 г N,N'-этилен-бис-акриламида в 5,0 г смеси трет-бутанола и воды (90% масс трет-бутанол). Затем смесь выдерживают при 65°C в атмосфере азота и перемешивают в течение 22 часов при 300 об/мин. Затем смесь охлаждают до комнатной температуры и получают дисперсию частиц с размерами от 10 мкм до 300 мкм с содержанием твердого продукта приблизительно 13% масс. Затем дисперсию центрифугируют при 4800 об/мин в течение 5 минут. Затем супернатант декантируют и осадки собирают. Затем осадки сушат в вакууме приблизительно при 50°C в течение ночи с получением рыхлых, хорошо диспергированных высушенных порошков.

Пример 5

Частицы полимерного микрогеля приготавливают в соответствии со следующей процедурой. Смесь 75,5 г 40% раствора сульфата аммония в воде, 7,5 г акриламида, 12,0 г 20% раствора полидиаллилдиметиламмония хлорида в воде, 67 мкл поли(этиленгликоль)диакрилата и 20,0 г деионизованной воды приготавливают в 250-мл трехгорлой колбе, снабженной холодильником и механической мешалкой. Смесь продувают газообразным азотом в течение 30 минут, а затем нагревают до 35°C. Затем в смесь инжектируют 5,0 г раствора 2,2'-азобис[2-(2-имидазолин-2-ил)пропана] дигидрохлорида в воде (0,01% масс. 2,2'-азобис[2-(2-имидазолин-2-ил)пропана] дигидрохлорида). Затем смесь выдерживают при 35°C в атмосфере азота и перемешивают в течение 22 часов при 300 об/мин. Затем смесь охлаждают до комнатной температуры и получают дисперсию частиц с содержанием твердого продукта приблизительно 9% масс. Затем дисперсию центрифугируют при 4800 об/мин в течение 5 минут. Затем супернатант декантируют и осадки собирают. Затем осадки претерпевают изменения в вакууме приблизительно при 50°C в течение ночи с получением рыхлых, хорошо диспергированных высушенных порошков.

Пример 6

Исследуемую композицию 1 приготавливают в соответствии со следующей процедурой. Смесь 75,5 г 40% раствора сульфата аммония в воде, 7,5 г акриламида, 12,0 г 20% раствора полидиаллилдиметиламмония хлорида в воде и 20,0 г деионизованной воды приготавливают в 250-мл трехгорлой колбе, снабженной холодильником и механической мешалкой. Смесь продувают газообразным азотом в течение 30 минут, а затем нагревают до 35°C. Затем в смесь инжектируют 5,0 г раствора 2,2'-азобис[2-(2-имидазолин-2-ил)пропана] дигидрохлорида в воде (0,01% масс. 2,2'-азобис[2-(2-имидазолин-2-ил)пропана] дигидрохлорида). Затем смесь выдерживают при 35°C в атмосфере азота и перемешивают в течение 22 часов при 300 об/мин. Затем смесь охлаждают до комнатной температуры и получают дисперсию частиц с содержанием твердого продукта приблизительно 9% масс.

Пример 7

Исследуемую композицию 2 приготавливают в соответствии со следующей процедурой. Смесь 75,5 г 40% раствора сульфата аммония в воде, 7,5 г акриламида, 12,0 г 20% раствора полидиаллилдиметиламмония хлорида в воде, 6,7 мкл поли(этиленгликоль)диакрилата и 20,0 г деионизованной воды приготавливают в 250-мл трехгорлой колбе, снабженной холодильником и механической мешалкой. Смесь продувают газообразным азотом в течение 30 минут, а затем нагревают до 35°C. Затем в смесь инжектируют 5,0 г раствора 2,2'-азобис[2-(2-имидазолин-2-ил)пропана] дигидрохлорида в воде (0,01% масс. 2,2'-азобис[2-(2-имидазолин-2-ил)пропана] дигидрохлорида). Затем смесь выдерживают при 35°C в атмосфере азота и перемешивают в течение 22 часов при 300 об/мин. Затем смесь охлаждают до комнатной температуры и получают дисперсию частиц с содержанием твердого продукта приблизительно 9% масс.

Пример 8

Исследуемую композицию 3 приготавливают в соответствии со следующей процедурой. Смесь 90,0 г смеси трет-бутанола и воды (90% трет-бутанол масс.), 15,0 г акриламида, 0,50 г поливинилпирролидона) приготавливают в 250-мл трехгорлой колбе, снабженной холодильником и механической мешалкой. Смесь продувают газообразным азотом в течение 30 минут, а затем нагревают до 65°C. Затем в смесь инжектируют 5,0 г раствора азобисизобутиронитрила в этаноле (1% масс. азобисизобутиронитрила). Приблизительно через 20 минут в смесь инжектируют раствор 0,10 г N,N'-этилен-бис-акриламида в 5,0 г смеси трет-бутанола и воды (90% масс. трет-бутанола). Затем смесь выдерживают при 65°C в атмосфере азота и перемешивают в течение 22 часов при 300 об/мин. Затем смесь охлаждают до комнатной температуры и получают дисперсию частиц с размерами от 10 мкм до 300 мкм с содержанием твердого продукта приблизительно 13% масс. Затем дисперсию центрифугируют при 4800 об/мин в течение 5 минут. Затем супернатант декантируют и осадки собирают. Затем осадки претерпевают изменения в вакууме приблизительно при 50°C в течение ночи с получением рыхлых, хорошо диспергированных высушенных порошков.

Пример 9

Исследуемую композицию 4 приготавливают в соответствии со следующей процедурой. Смесь 90,0 г смеси трет-бутанола и воды (90% трет-бутанол масс.), 15,0 г акриламида, 0,50 г поли(винилпирролидона), приготавливают в 250-мл трехгорлой колбе, снабженной холодильником и механической мешалкой. Смесь продувают газообразным азотом в течение 30 минут, а затем нагревают до 65°C. Затем в смесь инжектируют 5,0 г раствора азобисизобутиронитрила в этаноле (1% масс. азобисизобутиронитрила). Приблизительно через 20 минут в смесь инжектируют раствор 0,40 г N,N'-этилен-бис-акриламида в 5,0 г смеси трет-бутанола и воды (90% масс трет-бутанола). Затем смесь выдерживают при 65°C в атмосфере азота и перемешивают в течение 22 часов при 300 об/мин. Затем смесь охлаждают до комнатной температуры и получают дисперсию частиц с содержанием твердого продукта приблизительно 13% масс. Затем дисперсию центрифугируют при 4800 об/мин в течение 5 минут. Затем супернатант декантируют и осадки собирают. Затем осадки претерпевают изменения в вакууме приблизительно при 50°C в течение ночи с получением рыхлых, хорошо диспергированных высушенных порошков.

Пример 10

Исследуемую композицию 5 приготавливают в соответствии со следующей процедурой. Смесь 90,0 г смеси трет-бутанола и воды (90% трет-бутанол масс.), 15,0 г акриламида, 0,50 г поли(винилпирролидона) приготавливают в 250-мл трехгорлой колбе, снабженной холодильником и механической мешалкой. Смесь продувают газообразным азотом в течение 30 минут, а затем нагревают до 65°C. Затем в смесь инжектируют 5,0 г раствора азобисизобутиронитрила в этаноле (1% масс. азобисизобутиронитрила). Приблизительно через 20 минут в смесь инжектируют раствор 0,20 г N,N'-этилен-бис-акриламида в 5,0 г смеси трет-бутанола и воды (90% масс. трет-бутанола). Затем смесь выдерживают при 65°C в атмосфере азота и перемешивают в течение 22 часов при 300 об/мин. Затем смесь охлаждают до комнатной температуры и получают дисперсию частиц с содержанием твердого продукта приблизительно 13% масс. Затем дисперсию центрифугируют при 4800 об/мин в течение 5 минут. Затем супернатант декантируют и осадки собирают. Затем осадки претерпевают изменения в вакууме приблизительно при 50°C в течение ночи с получением рыхлых, хорошо диспергированных высушенных порошков.

Пример 11

Исследуемую композицию 6 приготавливают в соответствии со следующей процедурой. Смесь 90,0 г смеси трет-бутанола и воды (90% трет-бутанол масс.), 15,0 г акриламида, 0,50 г поливинилпирролидона) приготавливают в 250-мл трехгорлой колбе, снабженной холодильником и механической мешалкой. Смесь продувают газообразным азотом в течение 30 минут, а затем нагревают до 65°C. Затем в смесь инжектируют 5,0 г раствора азобисизобутиронитрила в этаноле (1% масс. азобисизобутиронитрила). Приблизительно через 20 минут в смесь инжектируют раствор 0,050 г N,N'-этилен-бис-акриламида в 5,0 г смеси трет-бутанола и воды (90% масс трет-бутанола). Затем смесь выдерживают при 65°C в атмосфере азота и перемешивают в течение 22 часов при 300 об/мин. Затем смесь охлаждают до комнатной температуры и получают дисперсию частиц с содержанием твердого продукта приблизительно 13% масс. Затем дисперсию центрифугируют при 4800 об/мин в течение 5 минут. Затем супернатант декантируют и осадки собирают. Затем осадки претерпевают изменения в вакууме приблизительно при 50°C в течение ночи с получением рыхлых, хорошо диспергированных высушенных порошков.

Пример 12

Исследуемую композицию 7 приготавливают в соответствии со следующей процедурой. Смешивают равные количества порошков из Примеров 8, 9, 10 и 11 с получением порошкообразной добавки для контроля потери текучей среды.

Пример 13

Исследование потерь текучей среды осуществляют на исследуемых композициях 1-7 в соответствии со следующей процедурой. Различные дозы каждой из исследуемых композиций, а также обычной добавки для контроля потери текучей среды N-Drill HT Plus® (коммерчески доступной от Halliburton Energy Services, Inc., Houston, Texas) добавляют в отдельные композиции бурового глинистого раствора, содержащие 0,09 г модификатора вязкости N-VIS® (коммерчески доступного от Halliburton Energy Services, Inc., Houston, Texas), 14,0 г закупоривающего агента BARACARB® 5 (коммерчески доступного от Halliburton Energy Services, Inc., Houston, Texas), 3,5 г закупоривающего агента CARACARB® 5 (коммерчески доступного от Halliburton Energy Services, Inc., Houston, Texas) и 137 г 26% масс. раствора NaCl в воде. Количество NaCl в буровых растворах, которые добавляют в добавки для контроля потери текучей среды из Примеров 6 и 7, уменьшают, учитывая присутствие в этих добавках для контроля потери текучей среды солевого раствора. Буровые растворы, каждый, помещают в 175-мл фильтр-пресс Filter Press "OFITE" HPHT для оценки потерь текучей среды. В типичном эксперименте, давление устанавливают при 600 и 100 фунт на кв. дюйм (42 и 70 Бар)(700 и 200 фунт на кв. дюйм (49 и 140 Бар), когда температура выше 300°F (130°C)) в верхней и нижней части камеры для образца, которую заполняют глинистым раствором и предварительно нагревают до температуры исследования. Жидкость, извлеченную из фильтровальной бумаги с пористостью 2,7 мкм, герметизированную в нижней части цилиндра, собирают. Рабочие характеристики каждой добавки для контроля потери текучей среды приводятся ниже в Таблице 1. Приемлемые рабочие характеристики, полученные с помощью добавки, устанавливаются как 10-мл объемы фильтрата для 30-мин исследования.

Таблица 1
Добавка для контроля потери текучей среды Температура
(°F) (°C)
Агент для поперечной сшивки
(% масс.)
Доза
(% масс.)
Потеря жидкости
(мл)
N-DRILL HT PLUS® 250 (105°C) нет 2,0 9,5
Исследуемая композиция 1 250 (105°C) 0 2,0 100
Исследуемая композиция 2 250 (105°C) 0,006 2,0 4,3
N-DRILL HT PLUS® 300 (130°C) нет 2,0 100
Исследуемая композиция 2 300 (130°C) 0,006 2,0 100
Исследуемая композиция 2 300 (130°C) 0,006 1,0 32
Исследуемая композиция 2 300 (130°C) 0,006 0,5 37
Исследуемая композиция 3 300 (130°C) 0,7 2,0 6,3
Исследуемая композиция 3 300 (130°C) 0,7 1,0 16,3
Исследуемая композиция 3 300 (130°C) 0,7 0,5 50,0
Исследуемая композиция 3 350 (160°C) 0,7 2,0 40,0
Исследуемая композиция 4 350 (160°C) 2,7 2,0 10,2
Исследуемая композиция 5 350 (160°C) 1,3 2,0 7,5
Исследуемая композиция 6 350 (160°C) 0,3 2,0 43,5
Исследуемая композиция 7 350 (160°C) 1,3 2,0 6,5

В некоторых вариантах осуществления, настоящее изобретение предусматривает способ, включающий получение состава для обработки приствольной зоны на водной основе, содержащего добавку для контроля потери текучей среды, которая содержит, по меньшей мере, один полимерный микрогель; введение состава для обработки приствольной зоны на водной основе в подземную формацию через скважину, проходящую через подземную формацию; предоставление возможности добавке для контроля потери текучей среды для поступления в фильтрационную корку, расположенную на поверхности, находящейся внутри подземной формации; предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации.

Как можно увидеть из Таблицы 1, исследуемая композиция 1, которая представляет собой линейный высокомолекулярный полимер, не показывает эффективности, поскольку извлекается почти вся текучая среда. Исследуемая композиция 2 (в солевом растворе), как обнаружено, работает лучше, чем N-Drill HT Plus® (потеря текучей среды 4,3 мл по сравнению с потерей текучей среды 9,5 мл) при одинаковой дозе при 250°F (120°C). Однако когда их исследуют при 300°F (130°C), как исследуемая композиция 2, так и N-DRILL HT Plus® совершенно не работают во время исследования при дозе 2 процента массовых. Исследуемая композиция 2 способна уменьшить потерю текучей среды до 32 мл и 37 мл при дозе 1 процент массовый и 0,5 процента массового, соответственно.

При 300°F (130°C), исследуемая композиция 3 (содержание агента для поперечной сшивки приблизительно 0,7 процента массового) контролирует потерю текучей среды около 6,3 мл, однако эта добавка не может удовлетворить критерию приемлемых рабочих характеристик с 10-мл объемом фильтрата в пределах 30 минут при 350°F (160°C). Исследуемые композиции 5 и 7 (содержание агента для поперечной сшивки приблизительно 1,3 процента массовых) способны контролировать потери текучей среды около 7,5 и 6,5 мл при 350°F (160°C), соответственно. Однако увеличение содержания агента для поперечной сшивки до 2,7 процента массового (как демонстрируется композицией 4) дает в результате потерю текучей среды 10,2 мл.

Как можно увидеть из Таблицы 1 и как дополнительно демонстрируется на Фигуре 3, доза оказывает влияние на контроль потери текучей среды. Как показано на Фигуре 3, потеря текучей среды для исследуемой композиции 3 уменьшается от 50 мл до 6,3 мл, когда доза этой добавки увеличивается от 0,5 процента массового до 2,0 процентов массовых. Таким образом, имеется большая вероятность того, что потеря текучей среды будет дополнительно уменьшаться при дозах выше, чем 2,0 процента массового, хотя может существовать некоторая оптимальная доза.

Кроме того, как можно увидеть из Таблицы 1, объем фильтрата уменьшается от 43,5 мл до 7,5 мл, когда содержание агента для поперечной сшивки в соответствующей добавке для контроля потери текучей среды увеличивается от 0,3 процента массового до 1,3 процента массового (смотри исследуемые композиции 6, 3, и 5). При дальнейшем увеличении содержания агента для поперечной сшивки до 2,7 процента массового (смотри исследуемую композицию 4), объем фильтрата слегка увеличивается до 10,2 мл. Неожиданно наблюдается синергический эффект, когда в качестве добавки используется какая-нибудь смесь (смотри исследуемую композицию 7). Глинистый раствор, содержащий эту добавку, приводит к потерям текучей среды только 6,5 мл, что ниже, чем потери для любых других несмешиваемых исследуемых композиций и гораздо ниже приемлемой величины 10 мл. Без какого-либо желания ограничиваться теорией, предполагается, что синергизм, вероятно, вызывается физическим распределением частиц полимерного микрогеля в глинистом растворе, которое усиливает уменьшение потери текучей среды.

По этой причине, настоящее изобретение хорошо адаптировано для достижения рассмотренных целей и преимуществ, а также тех целей и преимуществ, которые ему присущи. Конкретные варианты осуществления, описанные выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение может модифицироваться и осуществляться различными, но эквивалентными путями, очевидными специалистам в данной области, имеющим преимущество концепции настоящего документа. Кроме того, не предусматривается ограничений относительно деталей структуры или конструкции, показанной в настоящем документе, кроме тех, которые описаны в формуле изобретения, ниже. Следовательно, ясно, что конкретные иллюстративные варианты осуществления, описанные выше, могут изменяться или модифицироваться и что все такие изменения считаются находящимися в пределах рамок и духа настоящего изобретения. Все числа и диапазоны, описанные выше, могут изменяться на некоторую величину. Когда описывается численный диапазон с нижним пределом и верхним пределом, любое число и любой включенный диапазон, который попадает в этот диапазон, являются конкретно описанными. В частности, каждый диапазон значений (в форме "приблизительно от a приблизительно до b," или, эквивалентно, "приблизительно от a до b," или, эквивалентно, "приблизительно a-b"), описанный в настоящем документе, должен пониматься как включающий каждое число и диапазон, охваченные в более широком диапазоне значений. Кроме того, определение единственного числа, как используется в формуле изобретения, как определено в настоящем документе, означает один или несколько элементов, которые вводятся. Также, все термины в формуле изобретения имеют их обычные, стандартные значения, если заявитель не определяет явно и четко иного.

1. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, которая содержит, по меньшей мере, один полимерный микрогель,
где указанный полимерный микрогель содержит продукт реакции, полученный посредством реакции полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, и
где указанный полимер или сополимер содержит по меньшей мере одну единицу на основе по меньшей мере одного соединения, выбранного из группы, состоящей из: полибутиленсукцината, полибутиленсукцинат-со-адипата, полигидроксибутирата-валерата, полигидроксибутирата-совалерата, амидов сложных полиэфиров, полиэтилентерефталатов, сульфонированного полиэтилентерефталата, полипропиленов, алифатического ароматического сложного сополиэфира, хитинов, хитозанов, белков, алифатических сложных полиэфиров, поли(простых эфиров сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутиратов), поли(ангидридов), сложных поли(ортоэфиров), поли(аминокислот), поли(фосфазенов), их сополимера, их гомополимера, их тетраполимера и любого их производного.

2. Буровой раствор по п.1, в котором добавка для контроля потери текучей среды включается в буровой раствор в количестве примерно до 5 мас.% от активного компонента полимерного микрогеля.

3. Буровой раствор по п.1, в котором полимерный микрогель имеет диаметр примерно от 10 нм примерно до 1 мм.

4. Буровой раствор по п.1, в котором полимер или сополимер дополнительно содержит по меньшей мере одну единицу на основе по меньшей мере одного соединения, выбранного из группы, состоящей из:
акриламидов, виниловых спиртов, винилпирролидонов, винилпиридинов, акрилатов, полиакриламидов, поливиниловых спиртов, поливинилпирролидонов, поливинилпиридинов, полиакрилатов, поликапролактонов, амидов сложных полиэфиров, полиэтиленоксидов, полиэтиленов, полиакриловых кислот, полисахаридов (таких как декстран или целлюлоза), полимолочных кислот, поли(гликолидов), поли(-капролактонов), поликарбонатов, поли(этиленоксидов), поли(пропиленоксидов), амидов сложных полиэфиров, полиамидов, полистиролов, их сополимера, их гомополимера, их тетраполимера и любого производного.

5. Буровой раствор по п.1, в котором агент для поперечной сшивки содержит, по меньшей мере, один агент для поперечной сшивки, выбранный из группы, состоящей из: диэтиленгликоль диметакрилата, азобисизобутиронитрила и 2,2'-азобис[2-(2-имидазолин-2-ил)пропана] дигидрохлорида.

6. Буровой раствор по п.1, дополнительно содержащий закупоривающий агент.

7. Способ, включающий: получение состава для обработки приствольной зоны на водной основе, содержащего добавку для контроля потери текучей среды, которая содержит, по меньшей мере, один полимерный микрогель;
введение состава для обработки приствольной зоны на водной основе в подземную формацию через скважину, проходящую через подземную формацию; предоставление возможности добавке для контроля потери текучей среды для поступления в фильтрационную корку, расположенную на поверхности, находящейся внутри подземной формации, предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации; и
где полимерный микрогель содержит продукт реакции, полученный посредством реакции полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки; и
где полимер или сополимер содержит по меньшей мере одну единицу на основе по меньшей мере одного соединения, выбранного из группы, состоящей из: полибутиленсукцината, полибутиленсукцинат-со-адипата, полигидроксибутирата-валерата, полигидроксибутирата-совалерата, амидов сложных полиэфиров, полиэтилентерефталатов, сульфонированного полиэтилентерефталата, полипропиленов, алифатического ароматического сложного сополиэфира, хитинов, хитозанов, белков, алифатических сложных полиэфиров, поли(простых эфиров сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутиратов), поли(ангидридов), сложных поли(ортоэфиров), поли(аминокислот), поли(фосфазенов), их сополимера, их гомополимера, их тетраполимера и любого их производного.

8. Способ по п.7, в котором добавка для контроля потери текучей среды включается в состав для обработки приствольной зоны на водной основе в количестве примерно 5 мас.% от активного компонента полимерного микрогеля.

9. Способ по п.7, в котором полимерный микрогель имеет диаметр примерно от 10 нм примерно до 1 мм.

10. Способ по п.7, в котором агент для поперечной сшивки содержит, по меньшей мере, один агент для поперечной сшивки, выбранный из группы, состоящей из: 2,2'-азобис-(2- метилбутиронитрила), 2,2'-азобис(изобутирамидина гидрохлорида), 2,2'-азобис[2-(2-имидазолин-2-ил)пропана] дигидрохлорида, 1,1-азобис(циклогексанкарбонитрила), 2,2'-азобис(2- метилпропионамидина) дигидрохлорида, 4,4'-азобис(4-циановалериановой кислоты), персульфата аммония, дигидрата мононатриевой соли гидроксиметансульфоновой кислоты, персульфата калия, персульфата натрия, бензоила пероксида, 1,1-бис(трет-амилперокси)циклогексана, 1,1-бис(трет-бутилперокси)циклогексана, 2,2-бис(трет-бутилперокси)бутана, 2,4-пентандиона пероксида, 2,5-бис(трет-бутилперокси)-2,5-диметилгексана, 2,5-ди(трет-бутилперокси)-2,5 -диметил-3-гексина; 2-бутанонпероксида, кумена гидропероксида, ди-трет-амилпероксида, дикумила пероксида, лауроила пероксида, трет-бутила гидропероксида, трет-бутила перацетата, трет-бутила пероксида, трет-бутила пероксибензоата, трет-бутилперокси-2-этилгексилкарбоната, диэтиленгликоля диметакрилата, азобисизобутиронитрила, их производных и их сочетаний.

11. Способ по п.7, в котором состав для обработки приствольной зоны на водной основе дополнительно содержит закупоривающий агент.

12. Способ, включающий: получение
бурового раствора, содержащего текучую среду на водной основе и добавки для контроля потери текучей среды, которая содержит, по меньшей мере, один полимерный микрогель; введение бурового раствора в подземную формацию; предоставление возможности добавке для контроля потери текучей среды для поступления в фильтрационную корку, расположенную на поверхности, находящейся внутри подземной формации; предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации; и
где полимерный микрогель содержит продукт реакции, полученный посредством реакции полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки; и
где полимер или сополимер содержит по меньшей мере одну единицу на основе по меньшей мере одного соединения, выбранного из группы, состоящей из: полибутиленсукцината, полибутиленсукцинат-со-адипата, полигидроксибутирата-валерата, полигидроксибутирата-совалерата, амидов сложных полиэфиров, полиэтилентерефталатов, сульфонированного полиэтилентерефталата, полипропиленов, алифатического ароматического сложного сополиэфира, хитинов, хитозанов, белков, алифатических сложных полиэфиров, поли(простых эфиров сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутиратов), поли(ангидридов), сложных поли(ортоэфиров), поли(аминокислот), поли(фосфазенов), их сополимера, их гомополимера, их тетраполимера и любого их производного.

13. Способ по п.12, в котором добавка для контроля потери текучей среды включается в буровой раствор в количестве примерно 5 мас.% от активного компонента полимерного микрогеля.

14. Способ по п.12, в котором полимерный микрогель имеет диаметр примерно от 10 нм примерно до 1 мм.

15. Способ по п.12, в котором полимер или сополимер дополнительно содержит по меньшей мере одну единицу на основе по меньшей мере одного соединения, выбранного из группы, состоящей из: акриламидов, виниловых спиртов, винилпирролидонов, винилпиридинов, акрилатов, полиакриламидов, поливиниловых спиртов, поливинилпирролидонов, поливинилпиридинов, полиакрилатов, поликапролактонов, амидов сложных полиэфиров, полиэтиленоксидов, полиэтиленов, полиакриловых кислот, полисахаридов (таких как декстран или целлюлоза), полимолочных кислот, поли(гликолидов), поли(е-капролактонов), поликарбонатов, поли(этиленоксидов), поли(пропиленоксидов), амидов сложных полиэфиров, полиамидов, полистиролов, их сополимера, их гомополимера, их тетраполимера, их производных и их сочетаний.

16. Способ по п.12, в котором агент для поперечной сшивки содержит, по меньшей мере, один агент для поперечной сшивки, выбранный из группы, состоящей из: 2,2'-азобис-(2-метилбутиронитрила), 2,2'-азобис(изобутирамидина гидрохлорида), 2,2'-азобис[2-(2-имидазолин-2-ил)пропана] дигидрохлорида, 1,1'-азобис(циклогексанкарбонитрила), 2,2'-азобис(2-метилпропионамидина) дигидрохлорида, 4,4'-азобис(4-циановалериановой кислоты), персульфата аммония, дигидрата мононатриевой соли гидроксиметансульфиновой кислоты, персульфата калия, персульфата натрия, бензоила пероксида, 1,1-бис(трет-амилперокси)циклогексана, 1,1-бис(трет-бутилперокси)циклогексана, 2,2-бис(трет-бутилперокси)бутана, 2,4-пентандиона пероксида, 2,5-бис(трет-бутилперокси)-2,5-диметилгексана, 2,5-ди(трет-бутилперокси)-2,5-диметил-3-гексина; 2-бутанона пероксида, кумена гидропероксида, ди-трет-амила пероксида, дикумила пероксида, лауроила пероксида, трет-бутила гидропероксида, трет-бутилперацетата, трет-бутила пероксида, трет-бутила пероксибензоата, трет-бутилперокси-2-этилгексилкарбоната, диэтиленгликоля диметакрилата, азобисизобутиронитрила, их производных и их сочетаний.

17. Способ по п.12, в котором буровой раствор дополнительно содержит закупоривающий агент.

18. Способ, включающий: получение внутрифильтрового загустителя, содержащего текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, которая содержит, по меньшей мере, один полимерный микрогель, и
размещение внутрифильтрового загустителя в подземной формации так, что внутрифильтровый загуститель располагается между фильтром с гравийным пакерованием и участком подземной формации,
полимерный микрогель содержит продукт реакции, полученный посредством реакции полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, и
где полимер или сополимер содержит по меньшей мере одну единицу на основе по меньшей мере одного соединения, выбранного из группы, состоящей из: полибутиленсукцината, полибутиленсукцинат-со-адипата, полигидроксибутирата-валерата, полигидроксибутирата-совалерата, амидов сложных полиэфиров, полиэтилентерефталатов, сульфонированного полиэтилентерефталата, полипропиленов, алифатического ароматического сложного сополиэфира, хитинов, хитозанов, белков, алифатических сложных полиэфиров, поли(простых эфиров сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутиратов), поли(ангидридов), сложных поли(ортоэфиров), поли(аминокислот), поли(фосфазенов), их сополимера, их гомополимера, их тетраполимера и любого их производного.

19. Способ по п.18, в котором добавка для контроля потери текучей среды включается в внутрифильтровый загуститель в количестве примерно от 1 примерно до 10 мас.% от активного компонента полимерного микрогеля.

20. Способ по п.18, в котором полимерный микрогель имеет диаметр примерно от 10 нм примерно до 1 мм.

21. Способ по п.18, в котором агент для поперечной сшивки содержит, по меньшей мере, один агент для поперечной сшивки выбранный из группы, состоящей из: 2,2'-азобис-(2-метилбутиронитрила), 2,2'-азобис(изобутирамидина гидрохлорида), 2,2'-азобис[2-(2-имидазолин-2-ил)пропана] дигидрохлорида, 1,1'-азобис(циклогексанкарбонитрила), 2,2'-азобис(2-метилпропионамидина) дигидрохлорида, 4,4'-азобис(4-циановалериановой кислоты), персульфата аммония, дигидрата мононатриевой соли гидроксиметансульфиновой кислоты, персульфата калия, персульфата натрия, бензоила пероксида, 1,1-бис(трет-амилперокси)циклогексана, 1,1-бис(трет-бутилперокси)циклогексана, 2,2-бис(трет-бутилперокси)бутана, 2,4-пентандионпероксида, 2,5-бис(трет-бутилперокси)-2,5-диметилгексана, 2,5-ди(трет-бутилперокси)-2,5-диметил-3-гексина; 2-бутанонпероксида, кумена гидропероксида, ди-трет-амила пероксида, дикумила пероксида, лауроила пероксида, трет-бутила гидропероксида, трет-бути перацетата, трет-бутила пероксида, трет-бутил пероксибензоата, трет-бутилперокси-2-этилгексил карбоната, диэтиленгликоля диметакрилата, азобисизобутиронитрила, их производных и их сочетаний.

22. Способ по п.18, в котором полимер или сополимер дополнительно содержит по меньшей мере одну единицу на основе по меньшей мере одного соединения, выбранного из группы, состоящей из: акриламидов, виниловых спиртов, винилпирролидонов, винилпиридинов, акрилатов, полиакриламидов, поливиниловых спиртов, поливинилпирролидонов, поливинилпиридинов, полиакрилатов, поликапролактонов, амидов сложных полиэфиров, полиэтиленоксидов, полиэтиленов, полиакриловых кислот, полисахаридов (таких как декстран или целлюлоза), полимолочных кислот, поли(гликолидов), поли(е-капролактонов), поликарбонатов, поли(этиленоксидов), поли(пропиленоксидов), амидов сложных полиэфиров, полиамидов, полистиролов, их сополимера, их гомополимера, их тетраполимера и любого их производного.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам повышения продуктивности скважин за счет физико-химического воздействия на пласт при проведении ремонтно-изоляционных работ.

Изобретение относится к химическим реагентам - нейтрализаторам сероводорода и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей промышленности для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородсодержащих средах.

Изобретение относится к жидкостям для обработки приствольной зоны подземных формаций. .
Изобретение относится к химическим реагентам для подавления роста бактерий и может быть использовано в нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей промышленности.

Изобретение относится к области биотехнологии и может быть использовано для повышения биогенного продуцирования метана. .

Изобретение относится к системам, используемым в бурильных операциях. .

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 системам, используемым в бурильных операциях. .
Изобретение относится к области бурения нефтегазовых вертикальных и наклонно-направленных скважин в сложных геологических условиях. .

Изобретение относится к пенному буровому раствору, способам его получения и применения. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважин. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу вскрытия нефтегазовых пластов многоствольными горизонтальными скважинами. .
Изобретение относится к способу бурения туннеля в твердой породе. .

Изобретение относится к горной промышленности к составам буровых растворов для первичного вскрытия продуктивных пластов с аномально низкими пластовыми давлениями и к составам жидкостей для вызова притока при освоении нефтяных и газовых скважин.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин, и найдет применение при подготовке ствола скважины к креплению.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при бурении скважины на депрессии. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частости к герметизирующим составам для изоляционных работ в скважине, которые могут быть использованы для изоляции межколонного и заколонного пространства при эксплуатации скважин на нефтяных и газовых месторождениях, а также на подземных хранилищах газа.
Наверх