Композиция пеногасителя и способы ее получения и применения

Авторы патента:

C09K8/035 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2495901:

КЛИАРВОТЕР ИНТЕРНЭШНЛ, ЭлЭлСи (US)

Группа изобретений относится к использованию пеногасителей в скважинных операциях. Технический результат - универсальность пеногасителя, эффективность пеногасителя при низких концентрациях с одновременным сохранением способности пенных систем к повторному ценообразованию или к осуществлению ряда циклов пенообразования - пеногашения - повторного пенообразования. Композиция пеногасителя для использования в скважинных применениях, содержащая в расчете на объем: от приблизительно 40 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды и/или других сортов воды, от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% кремнийорганического пеногасителя, содержащего 60,0 масс.% воды, 7,0-13,0 масс.% полидиметилсилоксана и необязательно 5,0 масс.% метилцеллюлозы, и от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% активного кремнийорганического пеногасителя, содержащего более чем 60,0 масс.% воды, 7,0-13,0 масс.% полидиметилсилоксана, 1-5 масс.% гидроксиэтилцеллюлозы, 1-5 масс.% отработанного аморфного диоксида кремния, 1-5 масс.% моно- и диглицериды C₁₄-C₁₈, где композиция является устойчивой при температурах вплоть до приблизительно 232°С. Способ включает добавление эффективного количества указанной выше композиции пеногасителя к вспененной текучей среде, где его количество достаточно, чтобы привести к полному пеногашению вспененной текучей среды, причем композиция пеногасителя допускает повторение циклов пенообразования - пеногашения. Изобретения развиты в зависимых пунктах. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 пр.

1. Область изобретения

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к пеногасителю для использования в неоднократно применяемых пенообразующих системах для использования во всех скважинных операциях, включая бурение, гидравлический разрыв пласта, заканчивание, цементирование, воздействие на пласт и/или операции по усовершенствованию, в которых пеногаситель имеет соответствующую активность во всех скважинных операциях, что делает пеногаситель универсальным.

Более конкретно, варианты осуществления настоящего изобретения относятся к универсальному пеногасителю для использования в пенообразующих системах для использования во всех скважинных операциях, включая бурение, гидравлический разрыв пласта, заканчивание, цементирование, воздействие на пласт и/или операции по усовершенствованию, где пеногаситель включает сочетание пеногасителей на основе кремнийорганических соединений в концентрациях с эффективной и действительной способностью к пеногашению.

2. Описание предшествующего уровня техники

Часто системы буровых растворов, жидкостей для гидравлического разрыва, раствора для заканчивания скважины, жидкостей для цементирования и воздействия на пласт предназначены для образования пен с пригодными характеристиками для определенных бурильных или связанных с ними операций. Способность повторного использования систем всегда имеет преимущество в сокращении применения химикатов и обслуживания, а также в общей экономике производства. Несмотря на очевидные преимущества, огромное количество буровых систем нельзя использовать неоднократно или восстанавливать вследствие отсутствия подходящих систем пеногашения, которые допускают циклы пенообразования - пеногашения и повторного пенообразования. Хотя некоторые известные пеногасители допускают повторное использование жидкостных систем, тем не менее они не являются экологически доброкачественными.

На предыдущем уровне техники основная цель всегда представляла собой составление пригодной системы для выполнения условий конечного пользователя. Примеры условий конечного пользователя представляют собой температуру, pH, соленость, загрязнения, основную текучую среду и т.д. Как только составлена подходящая система, на второй план уходит, например, возможность повторного использования, насколько это желательно. Таким образом, существует множество жидкостных систем, которые предназначены для одноразового использования, и лишь немногие пригодны для повторного использования.

В то время как существует множество пеногасителей и систем пеногашения, остается потребность в разработке пеногасителей и систем пеногашения, которые обладают соответствующими эксплуатационными свойствами для всех скважинных операций и всех пенообразующих жидкостных систем, особенно при низких концентрациях, не превышающих 200 част./млн, при одновременном сохранении способности пенообразующих систем к повторному пенообразованию или к осуществлению ряда циклов пенообразования-пеногашения-повторного пенообразования.

Сущность изобретения

Варианты осуществления композиций пеногасителя настоящего изобретения содержат в расчете на объем от приблизительно 40 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды (вместо нее можно использовать другие сорта воды), от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% кремнийорганического пеногасителя и от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% активного кремнийорганического пеногасителя, где композиция сохраняет устойчивость при температурах до приблизительно 450°F (232°C) и является эффективным при концентрациях, не превышающих 500 част./млн, во всех вспененных текучих средах, используемых в скважинных применениях. Вспененные текучие среды включают вспененные буровые растворы, вспененные растворы для заканчивания скважины, вспененные жидкости для гидравлического разрыва, вспененные жидкости для воздействия на пласт, пенообразующие цементные растворы и/или другие вспененные текучие среды, используемые в скважинных операциях.

Варианты осуществления способов применения композиций пеногасителя настоящего изобретения включают добавление эффективного количества композиции пеногасителя настоящего изобретения к вспененной текучей среде, где данное количество достаточно, чтобы привести к полному гашению вспененной текучей среды, где композиция пеногасителя содержит в расчете на объем от приблизительно 40 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды (вместо нее можно использовать другие сорта воды), от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% кремнийорганического пеногасителя и от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% активного кремнийорганического пеногасителя, и где эффективное количество представляет собой количество композиции пеногасителя, не превышающее приблизительно 500 част./млн, независимо от типа вспененной текучей среды, и где композиция пеногасителя сохраняет устойчивость при температурах до приблизительно 450°F (232°C), и где композиция пеногасителя допускает повторные циклы пенообразования - пеногашения, как правило, при добавлении дополнительной композиции пеногасителя.

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 нефтяной и/или газовой 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 приготовлять такие композиции пеногасителя, которые обладают универсальной эффективностью и действием при пеногашении широкого разнообразия вспененных жидкостных систем, используемых в скважинных операциях, сохраняя в то же время возможность повторного пенообразования. Авторы настоящего изобретения обнаружили, что композиции пеногасителя настоящего изобретения можно использовать в низких концентрациях для данных вспененных жидкостных систем, чтобы полностью разрушать пены. Авторы настоящего изобретения также обнаружили, что композиции пеногасителя настоящего изобретения являются доброкачественными для окружающей среды. В определенных вариантах осуществления композиции пеногасителя настоящего изобретения содержат эффективное количество кремнийорганического пеногасителя, например Antifoam B, который поставляет фирма 3M (Сент-Пол, штат Миннесота) и который включает 60,0 масс.% воды, 7,0-13,0 масс.% полидиметилсилоксана и необязательно 5,0 масс.% метилцеллюлозы. В определенных вариантах осуществления композиции пеногасителя настоящего изобретения содержат эффективное количество активного кремнийорганического пеногасителя, например Antifoam 1410, который поставляет фирма Dow Corning и который включает >60,0 масс.% воды, 7,0-13,0 масс.% полидиметилсилоксана, 1-5 масс.% гидроксиэтилцеллюлозы, 1-5 масс.% обработанного аморфного диоксида кремния и 1-5 масс.% моно- и диглицеридов C14-C18.

Впервые авторам настоящего изобретения удалось разработать пеногаситель, который совместим со всеми пенообразующими системами, известными авторам настоящего изобретения. Композиции пеногасителя настоящего изобретения не только подавляют пенообразование широкого разнообразия жидкостных систем, используемых в скважинных операциях, но данные композиции пеногасителя обеспечивают повторное использование вспененных жидкостных систем или осуществление циклов пенообразования - пеногашения и повторного пенообразования. Большинство известных пеногасителей представляют собой спирты, смеси спиртов, простые эфиры, углеводороды или другие их сочетания. Многие из данных пеногасителей представляют опасность для окружающей среды, в то время как композиции пеногасителя настоящего изобретения можно использовать без особых требований к эксплуатации и утилизации. Композиции пеногасителя настоящего изобретения являются эффективными и действенными при низких концентрациях, не превышающих приблизительно 200 част./млн, в то время как большинство конкурентоспособных пеногасителей являются эффективными при концентрациях, составляющих не менее чем приблизительно 2000 част./млн. Таким образом, композиции пеногасителя настоящего изобретения являются более экономичными, чем другие хорошо известные пеногасители, которые в настоящее время используются на рынке.

Композиции пеногасителя настоящего изобретения успешно прошли полевые испытания. Композиции пеногасителя настоящего изобретения можно приготовлять в виде экологичных химических составов. Авторы настоящего изобретения обнаружили, что композиции пеногасителя настоящего изобретения сочетают в себе несколько уникальных свойств, которые превосходят свойства пеногасителей, описанных в предыдущем уровне техники. Композиции пеногасителя настоящего изобретения являются термически устойчивыми вплоть до 450°F (232°C), экологически доброкачественными, надежными в своей способности к пеногашению в разнообразных пенообразующих системах при различных рабочих условиях, сохраняя в то же время возможность использования пенообразующих систем и поддерживая способность пенообразующих систем к многократному осуществлению циклов пенообразования - пеногашения - повторного пенообразования. Композиции пеногасителя настоящего изобретения обладают эффективными и действенными свойствами пеногашения даже при низких концентрациях и совместимы с добавками к буровым растворам, добавками к растворам для заканчивания скважины, добавками к жидкостям для гидравлического разрыва, добавками к цементным растворам и добавками, используемыми в других скважинных операциях, в которых применяются пенообразующие системы. Композиции пеногасителя настоящего изобретения также являются более доступными, чем многие другие системы для пеногашения, известные в настоящее время. Композиции пеногасителя настоящего изобретения допускают повторение циклов пенообразования - пеногашения, причем количество циклов пенообразования - пеногашения составляет, по меньшей мере, 2. В других вариантах осуществления количество циклов пенообразования - пеногашения составляет, по меньшей мере, 5. В других вариантах осуществления количество циклов пенообразования - пеногашения составляет, по меньшей мере, 10.

Буровые растворы

Как правило, вспененный буровой раствор используют во время бурения скважины. Вспененные 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, и буровой раствор обычно вспенивают, чтобы снизить его гидростатическое давление относительно пластового гидростатического давления для сокращения проникновения текучей среды в пласт. Композиции пеногасителя настоящего изобретения предназначены для пеногашения указанных буровых растворов при низкой концентрации, даже если буровые растворы работают при температурах вплоть до 450°F (232°C).

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к использованию композиций пеногасителя настоящего изобретения в целях пеногашения вспененных буровых растворов, где эффективное количество композиции пеногасителя настоящего изобретения добавляют к вспененному буровому раствору для разрушения пены. Композиции пеногасителя настоящего изобретения включают водные растворы пеногасителей на основе кремнийорганических соединений. Примеры пригодных пеногасителей представляют Antifoam B и Antifoam 1410, которые поставляет фирма Dow Corning. Эффективное количество композиции пеногасителя представляет собой количество, достаточное для разрушения пены или уменьшения высоты пены до нулевого или приблизительно нулевого уровня (где приблизительно нулевой уровень означает уровень в пределах 5% от нулевого). В определенных вариантах осуществления эффективное количество не превышает приблизительно 200 част./млн.

Растворы для заканчивания скважины

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к пеногашению или разрушению пены вспененных растворов для заканчивания скважины, где вспененные растворы для заканчивания скважины теряют пену при добавлении эффективного количества композиций пеногасителя настоящего изобретения, причем эффективное количество последних не превышает приблизительно 200 част./млн.

Жидкости для гидравлического разрыва

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к использованию композиций пеногасителя настоящего изобретения в целях пеногашения вспененных жидкостей для гидравлического разрыва, где вспененные жидкости для гидравлического разрыва теряют пену при добавлении эффективного количества композиций пеногасителя настоящего изобретения, причем эффективное количество последних не превышает приблизительно 200 част./млн. За дополнительной информацией о компонентах жидкостей для гидравлического разрыва, которую можно использовать в отношении жидкостей для гидравлического разрыва настоящего изобретения, следует обратиться к патентам США № 7140433, 7517447, 7268100, 7392847, 7350579, 7712535 и 7565933 и к опубликованным патентным заявкам США № 20070032693, 20050137114, 20090250659, 20050250666, 20080039345, 20060194700, 20070173414, 20070129257, 20080257553, 20090203553, 20070173413, 20080318812, 20080287325, 20080314124, 20080269082, 20080197085, 20080257554, 20080251252, 20090151959, 20090200033, 20090200027, 20100000795, 20100012901, 20090067931, 20080283242, 20100077938, 20100122815 и 20090275488. Данные заявки и патенты включены посредством ссылки в силу последнего параграфа настоящего описания.

Жидкости для воздействия на пласт

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к использованию композиций пеногасителя настоящего изобретения в целях пеногашения вспененных жидкостей для воздействия на пласт, где вспененные жидкости для воздействия на пласт теряют пену при добавлении эффективного количества композиций пеногасителя настоящего изобретения, причем эффективное количество последних не превышает приблизительно 200 част./млн.

Интервалы компонентов составов

В определенных вариантах осуществления композиции пеногасителя настоящего изобретения включают в расчете на объем от приблизительно 40 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды (вместо нее можно использовать другие сорта воды), от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% кремнийорганического пеногасителя и от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% активного кремнийорганического пеногасителя. В других вариантах осуществления композиции пеногасителя настоящего изобретения включают в расчете на объем от приблизительно 50 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды (вместо нее можно использовать другие сорта воды), от приблизительно 10 об.% до приблизительно 25 об.% кремнийорганического пеногасителя и от приблизительно 10 об.% до приблизительно 25 об.% активного кремнийорганического пеногасителя. В других вариантах осуществления композиции пеногасителя настоящего изобретения содержат в расчете на объем от приблизительно 60 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды (вместо нее можно использовать другие сорта воды), от приблизительно 10 об.% до приблизительно 20 об.% кремнийорганического пеногасителя и от приблизительно 10 об.% до приблизительно 20 об.% активного кремнийорганического пеногасителя. В других вариантах осуществления композиции пеногасителя настоящего изобретения содержат в расчете на объем от приблизительно 50 об.% до приблизительно 70 об.% дистиллированной воды (вместо нее можно использовать другие сорта воды), от приблизительно 15 об.% до приблизительно 25 об.% кремнийорганического пеногасителя и от приблизительно 15 об.% до приблизительно 25 об.% активного кремнийорганического пеногасителя. В определенных вариантах осуществления кремнийорганический пеногаситель представляет собой Antifoam B, который поставляет фирма Dow Corning, и активный кремнийорганический пеногаситель представляет собой Antifoam 1410, который поставляет фирма Dow Corning. Композиции пеногасителя представляют собой молочно-белые жидкости, имеющие pH около 7,03 и плотность около 0,997.

Интервалы добавок пеногасителей

Как правило, количество пеногасителя, добавляемого для пеногашения облегченных скважинных текучих сред, составляет достаточное объемное процентное количество, разрушающее пену. В одном варианте осуществления композицию пеногасителя используют в количестве от приблизительно 0,05 об.% до приблизительно 5 об.%. В другом варианте осуществления композицию пеногасителя используют в количестве от приблизительно 0,1 об.% до приблизительно 2,5 об.%. В другом варианте осуществления композицию пеногасителя используют в количестве от приблизительно 0,1 об.% до приблизительно 1,0 об.%. В другом варианте осуществления композицию пеногасителя используют в количестве от приблизительно 0,25 об.% до приблизительно 0,5 об.%. В других вариантах осуществления композицию пеногасителя используют в эффективном количестве, не превышающем 500 част./млн. В других вариантах осуществления композицию пеногасителя используют в эффективном количестве, не превышающем 400 част./млн. В других вариантах осуществления композицию пеногасителя используют в эффективном количестве, не превышающем 300 част./млн. В других вариантах осуществления композицию пеногасителя используют в эффективном количестве, не превышающем 250 част./млн. В других вариантах осуществления композицию пеногасителя используют в эффективном количестве, не превышающем 200 част./млн.

Подходящие реагенты

Подходящие реагенты для пеногашения на водной основе для использования в композициях пеногасителя настоящего изобретения содержат, без ограничения, смесь кремнийорганических соединений, которые обладают пеногасящей активностью, где смеси включают, по меньшей мере, один полидиметилсилоксан, и где композиции пеногасителя являются эффективными в количестве, не превышающем приблизительно 200 част./млн, сохраняют устойчивость при температурах до 450°F (232°C) и универсально применимы ко всем известным пенообразующим агентам. В определенных вариантах осуществления смесь включает Antifoam B и Antifoam 1410.

Подходящие компоненты буровых растворов

Подходящие текучие среды на водной основе включают, без ограничения, морскую воду, пресную воду, соленую воду или такую другую систему подпитки, которая содержит до приблизительно 30% сырой нефти.

Подходящие пенообразующие агенты для использования в настоящем изобретении включают, без ограничения, любой пенообразующий агент, подходящий для вспенивания буровых растворов на водной основе. Иллюстративные примеры пенообразующих агентов включают, без ограничения, KleanFoam™, DuraFoam™, FMA-100™, TransFoam™ (все они поставляются фирмой Weatherford International) или их смеси или сочетания.

Подходящие полимеры для использования в настоящем изобретении включают, без ограничения, любой полимер, растворимый в текучей среде на водной основе. Примерные полимеры включают, без ограничения, полимер, содержащий звенья одной или более (одной, двух, трех, четырех, пяти или любого желаемого количества) полимеризующихся солей моноолефинов или диолефинов. Иллюстративные примеры включают, без ограничения, природные полимеры (крахмал, гидроксиметилцеллюлоза, ксантан, гуар и т.д.) и их производные; сополимеризующиеся мономеры, в том числе акрилаты (акриловая кислота, метилакрилат, этилакрилат и т.д.), метакрилаты (метакриловая кислота, метилметакрилат, этилметакрилат и т.д.), 2-акриламидометилпропансульфокислоту, винилацетат, акриламид и т.п., при том условии, разумеется, что полученный в результате полимер растворим в текучей среде на водной основе.

Газы

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

Ингибиторы коррозии

Подходящие ингибиторы коррозии для использования 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, ненасыщенные 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 талового 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 (фосфонобутантрикарбоновая 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 использования 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 част./млн 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 использования в текучих средах согласно настоящему изобретению включают, без ограничения, соль нитрилотриацетамида Na Minus, которую поставляет фирма Clearwater International, LLC (Хьюстон, штат Техас).

Характеристики пены

Как правило, пенообразующие жидкостные системы 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 составе, количеством и типом пенообразующих агентов в составе, количеством газа и типом газа в составе, 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

Пример 1

Данный пример иллюстрирует получение композиции пеногасителя настоящего изобретения, который обозначен D1.

Добавляли 70 л дистиллированной воды в чистый реактор, затем добавляли 15 л Antifoam B, который поставляет фирма Dow Corning. Полученную смесь интенсивно перемешивали в течение 5 минут. Затем добавляли 15 л Antifoam 1410 при непрерывном перемешивании в течение следующих 30 минут, получая композицию пеногасителя настоящего изобретения, обозначенную D1, который представляет собой молочно-белую жидкость, имеющую pH 7,03 и плотность 0,997.

Свойства D1

D1 в примере 1 представляет собой состав на основе кремнийорганического соединения, который включает полидиметилсилоксан. D1 является неопасным и нетоксичным для окружающей среды. D1 является эффективным в качестве пеногасителя при низких рабочих концентрациях, составляющих от 0,1 масс.% до 2,0 масс.% или по мере необходимости. D1 допускает осуществление циклов пенообразования - пеногашения - повторного пенообразования или обеспечивает возможность восстановления всех пенообразователей WFT от фирмы Weatherford. D1 является менее дорогостоящим пеногасителем, чем все другие пеногасители, которые поставляет фирма Weatherford. D1 имеет высокую термическую устойчивость. D1 оказался устойчивым до 450°F (232°C) в лабораторных условиях, о чем свидетельствовало отсутствие какого-либо разложения (образования осадка) или обесцвечивания. Пены, погашенные с помощью D1, оказались способными к повторному пенообразованию в системе испытания возможности повторного пенообразования. Таким образом, D1 подходит для использования в агрессивных условиях традиционных систем. D1 также совместим с пенообразующими бурильными добавками от фирмы Weatherford.

В таблице 1 приведены характеристики D1 по разрушению или гашению пен в отношении ряда из четырех пенообразующих систем от фирмы Weatherford: FMA™100, KleanFoam™, DuraFoam™ и TransFoam™.

Таблица 1
Свойства пеногасителя D1
Вода	Пенообразователь	Концентрация пенообразователя	Концентрация D1 (%)	FH^a	R^b
Водопроводная	FMA™100	0,5	0,8	0	Да
Водопроводная	KleanFoam™	0,5	0,8	0	Да
Водопроводная	DuraFoam™	0,5	1,0	0	Да
Водопроводная	TransFoam™	0,5	1,0	0	Да
^a Высота пены
^b Возможность осуществления циклов

Данные таблицы 1 четко показывают, что D1 на уровнях 1 масс.% или ниже представляет собой эффективный и действенный пеногаситель для всех четырех пенообразующих систем от фирмы Weatherford: FMA™100, KleanFoam™, DuraFoam™ и TransFoam™. Уникальность этих данных состоит в том, что один этот пеногаситель способен к пеногашению текучих сред, включая все три пенообразующие системы от фирмы Weatherford, и что лишенные пены текучие среды способны повторно образовывать пену при добавлении дополнительного пенообразователя.

В таблице 2 приведены данные о коррозии для бурового раствора, включающего D1, OmniFoam™ и ингибитор коррозии CorrFoam™ 1.

Таблица 2
Совместимость D1 с добавками к буровому раствору
Номер испытания	Исследуемая текучая среда	Время (суток)	Коррозия(фунт×фут^-2×год^-1)(1,549×10^-7 кг×м^-2×с^-1)	Глубина коррозионных разрушений
1	BB^a+OFHT^b(2,0%)+D1(2,0%)	2	7,427 (6,852×10^-7)	Значительная
2	BB^a+OF^c(2,0%)+D1(2,0%)+CF1^d(0,5%)^e	2	0,199 (0,3083×10^-7)	Незначительная
3	CB^f(3,5%)+OF^c(2,0%)+D1(2,0%)+CF1^d(0,5%)^e	2	2,856 (4,424×10^-7)	Значительная
4	CB^f(3,5%)+OF^c(2,0%)+D1(2,0%)	1	2,562 (3,969×10^-7)	Средняя
5	CB^f(3,5%)+OFHT^b(2,0%)+D1(2,0%)+CF1^d(0,2%)	1	0,415 (0,643×10^-7)	Незначительная
6	CB^f(3,5%)+OF^c(2,0%)+D1(2,0%)+CF1^d(0,5%)	1	0,791 (1,225×10^-7)	Отсутствует
7	CB^f(3,5%)+OF^c(2,0%)+D1(2,0%)+CF1^d(0,2%)e	1	0,452 (0,700×10^-7)	Незначительная
^a Водопроводная вода Elmendorf (приблизительное содержание ионов: 71 част./млн Ca²⁺, 21 част./млн Na⁺ и 15 част./млн Mg²⁺).
^b OmniFoam™ HT представляет собой пенообразователь с высокой устойчивостью к нагреванию и солевому раствору, поставляемый фирмой Weatherford International.
^c OmniFoam™ представляет собой пенообразователь с высокой устойчивостью к солевому раствору, поставляемый фирмой Weatherford International.
^d CF1 означает ингибитор коррозии CorrFoam™ 1, выпускаемый фирмой Weatherford International.
^e Кислотность жидкостной системы поддерживали на уровне pH 10.
^f Соленая вода.

Данные в таблице 2 свидетельствуют о совместимости D1 в текучей среде, включающей OmniFoam™ и ингибитор коррозии CorrFoam™ 1. Эти данные свидетельствуют не только о приемлемых уровнях коррозии в системах, содержащих D1, пенообразователь OmniFoam™ и ингибитор CorrFoam™ 1, но также смеси показали отсутствие разложения какого-либо из компонентов при температурах вплоть до 250°F (121°C). Кроме того, требуются минимальные количества ингибитора для предотвращения коррозии в текучих средах на основе пресной воды или, что еще более удивительно, на основе морской воды. Испытания 5 и 7 показали, что не требуется регулирование pH, что экономит расходы на химикаты для регулирования pH.

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. Композиция пеногасителя для использования в скважинных применениях, содержащая в расчете на объем:
от приблизительно 40 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды и/или других сортов воды,
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% кремнийорганического пеногасителя, содержащего 60,0 мас.% воды, 7,0-13,0 мас.% полидиметилсилоксана и необязательно 5,0 мас.% метилцеллюлозы, и
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% активного кремнийорганического пеногасителя, содержащего более чем 60,0 мас.% воды, 7,0-13,0 мас.% полидиметилсилоксана, 1-5 мас.% гидроксиэтилцеллюлозы, 1-5 мас.% отработанного аморфного диоксида кремния, 1-5 мас.% моно- и диглицериды C₁₄-C₁₈,
где композиция является устойчивой при температурах вплоть до приблизительно 450°F (232°C).

2. Композиция по п.1, где композиция содержит:
от приблизительно 50 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды и/или других сортов воды,
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 25 об.% кремнийорганического пеногасителя и
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 25 об.% активного кремнийорганического пеногасителя.

3. Композиция по п.1, где композиция содержит:
от приблизительно 60 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды и/или других сортов воды,
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 20 об.% кремнийорганического пеногасителя и
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 20 об.% активного кремнийорганического пеногасителя.

4. Композиция по п.1, где композиция содержит:
от приблизительно 50 об.% до приблизительно 70 об.% дистиллированной воды и/или других сортов воды,
от приблизительно 15 об.% до приблизительно 25 об.% кремнийорганического пеногасителя и
от приблизительно 15 об.% до приблизительно 25 об.% активного кремнийорганического пеногасителя.

5. Композиция по п.1, где композиция пеногасителя представляет собой молочно-белую жидкость, имеющую рН приблизительно 7,03 и плотность приблизительно 0,997.

6. Композиция по п.1, где композиция является эффективной при концентрации, не превышающей 500 част./млн, во всех вспененных текучих средах, используемых в скважинных применениях.

7. Композиция по п.1, где эффективная концентрация не превышает 400 част./млн.

8. Композиция по п.1, где эффективная концентрация не превышает 300 част./млн.

9. Композиция по п.1, где эффективная концентрация не превышает 200 част./млн.

10. Композиция по п.1, где вспененные текучие среды включают вспененные буровые растворы, вспененные растворы для заканчивания скважины, вспененные жидкости для гидравлического разрыва, вспененные жидкости для воздействия на пласт, пенообразующие цементные растворы и/или другие вспененные текучие среды, используемые в скважинных операциях.

11. Способ, включающий:
добавление эффективного количества композиции пеногасителя к вспененной текучей среде, где его количество достаточно, чтобы привести к полному пеногашению вспененной текучей среды, где композиция пеногасителя содержит в расчете на объем:
от приблизительно 40 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды и/или других сортов воды,
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% кремнийорганического пеногасителя, содержащего 60,0 мас.% воды, 7,0-13,0 мас.% полидиметилсилоксана и необязательно 5,0 мас.% метилцеллюлозы, и
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 30 об.% активного кремнийорганического пеногасителя, содержащего более чем 60,0 мас.% воды, 7,0-13,0 мас.% полидиметилсилоксана, 1-5 мас.% гидроксиэтилцеллюлозы, 1-5 мас.% отработанного аморфного диоксида кремния, 1-5 мас.% моно- и диглицериды C₁₄-C₁₈,
где композиция пеногасителя является устойчивой при температурах до приблизительно 450°F (232°C), и где композиция пеногасителя допускает повторение циклов пенообразования - пеногашения.

12. Способ по п.11, в котором композиция пеногасителя содержит:
от приблизительно 50 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды и/или других сортов воды,
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 25 об.% кремнийорганического пеногасителя и
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 25 об.% активного кремнийорганического пеногасителя.

13. Способ по п.11, в котором композиция пеногасителя содержит:
от приблизительно 60 об.% до приблизительно 80 об.% дистиллированной воды и/или других сортов воды,
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 20 об.% кремнийорганического пеногасителя и
от приблизительно 10 об.% до приблизительно 20 об.% активного кремнийорганического пеногасителя.

14. Способ по п.11, в котором композиция пеногасителя содержит:
от приблизительно 50 об.% до приблизительно 70 об.% дистиллированной воды и/или других сортов воды,
от приблизительно 15 об.% до приблизительно 25 об.% кремнийорганического пеногасителя и
от приблизительно 15 об.% до приблизительно 25 об.% активного кремнийорганического пеногасителя.

15. Способ по п.11, в котором композиция пеногасителя представляет собой молочно-белую жидкость, имеющую рН приблизительно 7,03 и плотность приблизительно 0,997.

16. Способ по п.11, в котором эффективная концентрация не превышает 500 част./млн.

17. Способ по п.11, в котором эффективная концентрация не превышает 400 част./млн.

18. Способ по п.11, в котором эффективная концентрация не превышает 300 част./млн.

19. Способ по п.11, в котором эффективная концентрация не превышает 200 част./млн.

20. Способ по п.11, в котором вспененные текучие среды включают
вспененные буровые растворы, вспененные растворы для заканчивания скважины, вспененные жидкости для гидравлического разрыва, вспененные жидкости для воздействия на пласт, пенообразующие цементные растворы и/или другие вспененные текучие среды, используемые в скважинных операциях.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к устройствам для повышения производительности скважин путем обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины.

Кислотный состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта // 2495075

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Состав для изоляции водопритоков в скважину // 2495074

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину. Состав для изоляции водопритоков в скважину состоит из кремнийсодержащего соединения, соли титана и растворителя.

Вязкоупругие поверхностно-активные буферные жидкости // 2495073

Группа изобретений относится к буферным жидкостям, которые используют при операциях цементирования в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - устойчивость буферной жидкости, хорошее восстановление при деформации сдвига, снижение стоимости в большом диапазоне температур.

Окисленные и малеированные соединения и композиции // 2495072

Изобретение относится к композиции окисленного и малеированного таллового масла в качестве эмульгатора или ингибитора коррозии, содержащей талловое масло, имеющее по меньшей мере две C10-C24 структуры, где по меньшей мере одна из C10-C24 структур замещена по меньшей мере одним из α,β-ненасыщенной карбоновой кислоты или ангидрида, при этом C10-C24 структуры являются сшитыми простой эфирной связью, и где композиция окисленного и малеированного таллового масла имеет кислотное число от примерно 50 мг КОН/г до примерно 400 мг КОН/г.

Способ обработки призабойной зоны пласта // 2494245

Способ обработки призабойной зоны пласта // 2494244

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки неоднородных по проницаемости карбонатных и терригенных пластов.

Способ изоляции зон водопритока в скважине // 2494229

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты с низкой температурой.

Способ приготовления состава для изоляции зон поглощений в скважине // 2494228

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к составам для изоляции и предупреждения обвалообразований в интервалах неустойчивых пород зон поглощения, и может найти применение при строительстве скважин, при ремонтно-изоляционных работах, а также при капитальном ремонте скважин.

Способ ограничения водопритока в скважину // 2494225

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине, и может быть использовано для ограничения притока вод по пласту, отключения пластов и ликвидации заколонных перетоков в добывающих скважинах.

Изоляционный раствор и способ изоляции притока пластового флюида или газа // 2495902

Группа изобретений относится к способам изоляции притока пластового флюида (воды) или газа в скважинах. Изоляционный раствор содержит массовых %: силиката натрия - 5-50; бентонита - 15-55; полиакриламида - 0,0005 до 0,5; воды - остальное. Устанавливают пакерное оборудование для герметизации изолируемого интервала, определяют приемистость. Производят последовательную закачку буферной жидкости, изоляционного раствора указанного выше состава, буферной жидкости, раствора, содержащего ионы кальция. Производят выдержку на период структурообразования; разгерметизацию и извлечение пакерного оборудования; установку цементного моста. Техническим результатом является повышение надежности и технологичности способа изоляции за счет повышения стабильности свойств (вязкость, гомогенность) изоляционного раствора в процессе его приготовления и во время закачки в пласт, сокращение сроков проведения ремонтных работ. 2 н. и 7 з.п. ф-лы.

Привитой сополимер как ингибитор газовых гидратов // 2496798

Изобретение относится к привитым сополимерам на основе полиамида. Предложены привитые сополимеры на основе полиамида, прошедшего реакцию с ангидридом малеиновой кислоты, содержащие по меньшей мере одну винил-ненасыщенную боковую цепь, выбранную из N-винилкапролактама и/или N-винилпирролидона и в качестве полиамидного компонента он содержит по меньшей мере одно соединение из ряда натуральных или синтетических полиамидов. Технический результат - предложенные сополимеры могут быть получены из легкодоступных исходных материалов по относительно недорогой и простой технологии и пригодны к применению в качестве ингибиторов газовых гидратов. 7 з.п. ф-лы, 1 табл., 8 пр.

Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ // 2496818

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке неоднородных нефтяных пластов для увеличения коэффициента охвата их заводнением и увеличения нефтеотдачи. В способе выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ на основе полимера акриламида, сшивателя и воды, включающем определение параметров пласта для конкретной скважины, экспериментальное определение характеристик указанной композиции, в том числе времени гелеобразования и статического напряжения сдвига, расчет начального градиента давления, минимального радиуса гелевого экрана и минимального объема закачиваемой композиции, задают расстояние Rk в удаленной от забоя нагнетательной скважины зоне, где должен быть сформирован гелевый экран, осуществляют определение для этого расстояния значения температуры по предварительно построенному графику зависимости распределения по расстоянию в пласте значений температуры, рассчитанных с учетом температуры закаченной воды, скорости и времени ее закачки, температуры, пористости и теплопроводности пласта, и значения давления - по предварительно построенному графику зависимости распределения по расстоянию в пласте значений давления, рассчитанных по приведенной формуле, а выбор композиции производят из условий: время гелеобразования при определенной для данной зоны температуре не меньше времени закачки композиции в эту зону пласта, а начальный градиент давления выше депрессии, которую будет испытывать гель в этой зоне пласта. Технический результат - повышение качества обработки в удаленной от забоя скважины зоне пласта при одновременном повышении срока сохранения качества установленного экрана за счет уменьшения влияния депрессии на гелеобразующую композицию. 1 пр., 3 ил.

Устройство для обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины // 2496975

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности устройства за счет комплексного термогазодинамического и химического воздействия на призабойную зону пласта нефтяной скважины, уменьшение шлакообразования относительно массы устройства в 3-5 раз, упрощение изготовления устройства. Устройство для обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины включает воздушную камеру с атмосферным давлением и приемную камеру, выполненную из легкого упругопластичного материала. В приемной камере размещены цилиндрической формы композиционные материалы: малогазовый и газогенерирующий при сгорании композиционный материал, а между малогазовым и газогенерирующим композиционными материалами приемная камера устройства дополнительно содержит газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал. Малогазовый при сгорании композиционный материал, обращенный к воздушной камере и закрепленный радиально расположенными металлическими штырьками неподвижно относительно корпуса приемной камеры, сформирован из композиции, включающей, мас.%: аммиачная селитра гранулированная марки Б 45-46, бихромат калия 1-2, эпоксидная смола марки ЭД-20 40-42, пластификатор марки ЭДОС 2-3, отвердитель Агидол марки АФ-2М 9-10. Газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал сформирован из композиции, включающей, мас.%: нитрат аммония 40-50, порошкообразный фторкаучук марки СКФ-32 с дисперсностью 0,5-1,5 мм 10, хлорпарафин марки ХП-1100 10-30, фторопласт марки Ф-32Л 10-40. Газогенерирующий при сгорании композиционный материал сформирован из композиции, включающей, мас.%: нитрат аммония 78-85, порошкообразный бутадиен-нитрильный каучук с дисперсностью 0,5-1,5 мм 12, бихромат калия 3-10. 1 табл., 5 пр., 1 ил.

Облегченный газоблокирующий тампонажный материал для цементирования надпродуктивных интервалов (варианты) // 2497861

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности к облегченным тампонажным растворам, используемым при цементировании надпродуктивных интервалов газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, преимущественно, с большим газовым фактором, например более 100 м3/т. Технический результат - разработка двух вариантов облегченного тампонажного материала с высокими газоблокирующими свойствами при одновременном обеспечении оптимальных требуемых свойств для качественного цементирования надпродуктивных интервалов в условиях низких и нормальных температур, а именно низкий объем фильтрации при низкой скорости фильтрации и регулируемое время формирования статического напряжения сдвига. Тампонажный материал по одному варианту содержит, масс.ч.: портландцемент тампонажный ПЦТ 1G-CC-1 80,0-87,0, алюмосиликатные полые микросферы 10,0-15,0, стабилизирующая добавка редиспергируемый сополимер винилацетата и акрилата 3,0-5,0, понизитель фильтрации - оксиэтилцеллюлоза 0,2-0,3, пластификатор- полиэфиркарбоксилаты или вещество, активной составляющей которого является сульфированный меламинформальдегид 0,1-0,2, пеногаситель - модифицированный, кремнеорганический реагент ПОЛИЦЕМ ДФ 0,2-0,3, ускоритель сроков схватывания хлористый кальций 2,0-3,0, вода - остальное, при этом суммарное массовое содержание сухой смеси портландцемента, алюмосиликатных полых микросфер и стабилизирующей добавки составляет 100 масс.ч.; а по второму варианту облегченный газоблокирующий тампонажный материал содержит, масс.ч.: портландцемент тампонажный ПЦТ 1G-CC-1 76,0-86,0, алюмосиликатные полые микросферы, 10-16, стабилизирующая добавка редиспергируемый сополимер винилацетата и акрилата 3,0-6,0 и - реагент Conmix H2Ostop, активным действующим компонентом которого является силикат натрия 1,0-2,0, понизитель фильтрации - оксиэтилцеллюлоза 0,1-0,2, пластификатор - вещество, активной составляющей которого является сульфированный меламинформальдегид 0,1-0,2, пеногаситель - модифицированный кремнеорганический реагент ПОЛИЦЕМ ДФ 0,2-0,3 ускоритель сроков схватывания - этилсиликат-конденсат 0,5-2,0, вода 57-60, при этом суммарное массовое содержание сухой смеси портландцемента, алюмосиликатных полых микросфер, редиспергируемого сополимера винилацетата и акрилата и реагента Conmix H2Ostop составляет 100 масс.ч. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.

Композиция на основе нитрата карбамида и способ получения композиции на основе нитрата карбамида // 2497941

Изобретение относится к композиции на основе нитрата карбамида для удаления карбонатных отложений, накипи, продуктов коррозии, высолов различного типа и иных продуктов, растворяющихся при взаимодействии с азотной кислотой. Композиция помимо нитрата карбамида содержит влагу не более 4% и фосфорсодержащий компонент в количестве до 1% (в пересчете на ортофосфорную кислоту). В качестве фосфорсодержащего компонента используются такие соединения фосфора, как ортофосфорная кислота и ее замещенные производные, например, оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФК), нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФК), в т.ч. стехиометрически уравновешенные в композиции в виде соли, в частности в виде карбамидных солей. Также предложен способ получения композиции. Изобретение позволяет расширить арсенал химических средств для удаления карбонатных отложений, накипи, продуктов коррозии и иных продуктов. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 3 пр.

Способ бурения скважин на саморазрушающейся пене по замкнутому циркуляционному циклу, установка и композиция саморазрушающейся пены для его осуществления // 2498036

Группа изобретений относится к области бурения с использованием в качестве очистного агента газообразных текучих сред. Способ включает циркулирование системы буровой жидкости и эффективного количества пенообразующей композиции, состоящей из пенообразующего агента и стабилизирующего полимера, добавление газообразного агента в жидкость со скоростью, достаточной для образования пенного бурового раствора, и удаление вспененной буровой жидкости из скважины. Бурение осуществляют на саморазрушающейся пене, которую подают в скважину по замкнутому циркуляционному циклу посредством прокачивания через установку для циркуляции и регенерации саморазрушающейся пены путем нагнетания саморазрушающейся пены в колонну бурильных труб, направления потока саморазрушающейся пены со шламом горной породы после выноса из скважины по желобной системе в отстойник на регенерацию, выдерживания в отстойнике до саморазрушения, возвращения на стадию добавления газообразного агента для повторного вспенивания и возвращения в скважину. В качестве пенообразующей композиции используют композицию саморазрушающейся пены на основе карбамидных смол, предварительно модифицированных хлоридом аммония, сульфанола, хлоридов металлов второй группы и воды. Обеспечивает высокие показатели технических характеристик пены таких, как период полураспада и кратность пены, а также стабильность и устойчивость пены, улучшение экологической обстановки вокруг скважины, снижение себестоимости работ. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 4 ил., 9 табл.

Система и способ добычи нефти и/или газа // 2498055

Группа изобретений относится к системам и способам добычи нефти и/или газа с использованием смешивающегося их вытеснения из пласта. Обеспечивает повышение эффективности изобретений за счет существенной экономии энергии. Сущность изобретений: система для добычи нефти и/или газа содержит: механизм для выпуска в пласт, по меньшей мере, части серосодержащего соединения и механизм для переработки, по меньшей мере, части серосодержащего соединения в сероуглерод или оксисульфид углерода посредством реакционного взаимодействия, по меньшей мере, части серосодержащего соединения с углеводородом. При этом указанный механизм для переработки расположен внутри пласта. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 8 ил.

Жидкость для глушения скважин // 2499019

Изобретение предназначено для глушения скважин и может быть использовано на нефтегазодобывающих предприятиях. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин с пластовым давлением выше гидростатического. Жидкость для глушения скважин включает, мас.%: глицерин 20,0-35,0; сульфацелл 1,5-2,0; аммоний йодистый 60,0-62,5; вода - остальное. 1 табл., 1 пр.

Состав для изоляции заколонных перетоков и высокопроницаемых зон пласта // 2499020

Изобретение относится к области нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для тампонирования каналов прорыва воды или газа в цементном камне за колонной, для ликвидации зон поглощений и обводненных зон пласта, в том числе высокопроницаемых и трещиноватых. Состав может быть также применен для ликвидации негерметичности резьбовых соединений и незначительных нарушений эксплуатационной колонны, для борьбы с поглощением при бурении скважин. Состав для изоляции заколонных перетоков и высокопроницаемых зон пласта содержит 100 масс.ч. этилового или метилового эфира ортокремневой кислоты или их смеси, 15-50 масс.ч. полярного растворителя, 1-3 масс.ч. хлорида металла IV-VIII групп, добавку - фиброволокно полипропиленовое в количестве 0,1-0,5 масс.ч. Технический результат - обеспечение регулируемого времени отверждения, получение укороченного времени потери текучести, увеличение эффективности изоляционных работ при ликвидации заколонных перетоков воды и газа и тампонировании высокопроницаемых и трещиноватых зон пласта, обеспечение более продолжительного тампонирующего эффекта за счет увеличения прочности отвержденного полимера и уменьшения его синерезиса. 1 табл.