Базовые жидкости, безвредные для окружающей среды, и способы их приготовления и использования


 


Владельцы патента RU 2503704:

КЛИАРВОТЕР ИНТЕРНЭШНЛ, ЭлЭлСи (US)

Изобретения относятся к базовым жидкостям, применяемым в системах скважинных флюидов. Технический результат - получение нетоксичных, безопасных для окружающей среды и биоразлагаемых базовых жидкостей. Композиция жидкости для разрыва пласта включает базовую жидкость, состоящую из смеси парафинов, олефинов, оксигенатов и необязательно терпена или смеси терпенов, причем базовая жидкость имеет вязкость от 1,6 до 3,3 сСт при 40°C температуру воспламенения более чем 60°C и температуру застывания менее чем -6°C; композиция дополнительно включает комплекс добавок к жидкости для разрыва пласта. Заявлены также способ разрыва подземного пласта с использованием указанной композиции и способ ее приготовления. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 пр.

 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

1. Область техники, к которой относится изобретение

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к безвредным для окружающей среды базовым жидкостям, применяемым в системах скважинных флюидов, и к способам их приготовления и использования.

В частности, варианты осуществления настоящего изобретения относятся к безвредным для окружающей среды базовым жидкостям, применяемым в системах скважинных флюидов, и к способам их приготовления и использования, где флюиды включают систему растворителей, которая представляет собой смесь парафинов, олефинов, нафтенов, сложных эфиров и оксигенатов, где система растворителей обладает низкой вязкостью, представляет собой жидкость бледно-желтого цвета, имеет температуру воспламенения >80°С (175°F) и имеет температуру застывания приблизительно -7°С (19°F).

2. Описание предшествующего уровня техники

Использование базовых жидкостей как при приготовлении буровых растворов, предназначенных для проведения различных буровых операций, так и при подготовке носителей для растворимых веществ является обычной практикой для нефтедобывающей промышленности и родственных областей промышленности. Во всем мире издаются законы, все более строго регулирующие использование вредных или токсичных химических веществ. В итоге, в некоторых районах запрещено применение некоторых химических веществ, таких как дизельное топливо, а для ряда других химических веществ разрабатываются строгие предписания, касающиеся приемов их использования и утилизации.

Ряд биоразлагаемых органических или синтетических базовых жидкостей на масляной основе известен из области техники. В патентах США №№ 6455474 и 6096690 раскрываются безвредные для окружающей среды низкотемпературные базовые масла и приготовленные из них буровые растворы. В патентах США №№5189012 и 4787990 в качестве биоразлагаемых масел раскрываются обладающие низкой вязкостью смеси поли(альфа-олефинов) (PAO) с целью снижения стоимости пригодных, однако, дорогостоящих и ограниченно распространенных PAOs.

Несмотря на то, что из области техники известны безвредные для окружающей среды или биоразлагаемые системы растворителей, в данной области техники все еще сохраняется постоянно ощущаемая потребность в безвредных, нетоксичных, безопасных для окружающей среды и биоразлагаемых системах растворителей для применения в качестве базовых жидкостей при проведении операций в нисходящих скважинах и подобных операций.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В настоящем изобретении предлагается композиция базовой жидкости для использования в скважинных флюидах, при этом композиция представляет собой смесь парафинов, изопарафинов, олефинов, нафтенов, сложных эфиров и/или оксигенатов, где композиция имеет от 1,6 до 3,3 сСт при 40°С, имеет температуру воспламенения более чем 60°С и имеет температуру застывания менее чем -7°С. Смесь можно приготовить из любого или всех ее составляющих, выбранных из парафинов, изопарафинов, олефинов, нафтенов, сложных эфиров и оксигенатов в подходящих пропорциях для получения вышеуказанных значений вязкости, температуры воспламенения и температуры застывания. В вариантах осуществления настоящего изобретения предлагаются базовые жидкости для использования при проведении операций в скважинах, где базовые жидкости представляют собой системы растворителей, включающие смеси парафинов, олефинов, нафтенов, сложных эфиров и оксигенатов, которые обладают низкой вязкостью, имеют бледно-желтый цвет, имеют температуру воспламенения >80°С (175°F) и имеют температуру застывания приблизительно -7°С (19°F).

В вариантах осуществления настоящего изобретения предлагаются буровые растворы, включающие базовую жидкость по настоящему изобретению.

В вариантах осуществления настоящего изобретения предлагаются применяемые для разрыва пласта жидкости, включающие базовую жидкость по настоящему изобретению.

В вариантах осуществления настоящего изобретения предлагаются носители флюидов, включающие базовую жидкость по настоящему изобретению.

В вариантах осуществления настоящего изобретения предлагаются растворы для нагнетания скважин, включающие базовую жидкость по настоящему изобретению.

В вариантах осуществления настоящего изобретения предлагаются растворы для вскрытия пласта, включающие базовую жидкость по настоящему изобретению.

В вариантах осуществления настоящего изобретения предлагаются растворы для интенсификации добычи, включающие базовую жидкость по настоящему изобретению.

В вариантах осуществления настоящего изобретения предлагаются способы бурения, разрыва пласта, вскрытия продуктивного пласта, интенсификации добычи, нагнетания скважин и/или проведения других операций в скважинах, где растворы представляют собой смесь парафинов, олефинов, нафтенов, сложных эфиров и оксигенатов, которая обладает низкой вязкостью, имеет бледно-желтый цвет, имеет температуру воспламенения >80°С (175°F) и имеет температуру застывания приблизительно -7°С (19°F).

ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕРМИНОВ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ В НАСТОЯЩЕМ ИЗОБРЕТЕНИИ

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

Термин “разрыв” относится к процессу и способам разрушения геологического пласта, т.е. горной породы вокруг ствола скважины, путем закачивания жидкости под очень высокими давлениями, с целью увеличить нормы выработки из источника углеводородов. В способах разрыва по настоящему изобретению используются обычные методы, известные из области техники.

Термин “поверхностно-активное вещество” относится к растворимому или частично растворимому соединению, которое снижает поверхностное натяжение жидкостей или снижает межфазное напряжение между двумя жидкостями или жидкостью и твердым веществом за счет концентрации и распределения на указанных поверхностях.

Термин “буровые растворы” относится к любой жидкости, которая применяется при бурении нефтяных и/или газовых скважин.

Термин “растворы для вскрытия продуктивного пласта” относится к любой жидкости, которая применяется при проведении операций вскрытия продуктивного пласта при добыче нефти и/или газа.

Термин “флюиды для эксплуатационных скважин” относится к любой жидкости, которая применяется при проведении операций при добыче нефти и/или газа.

Буровой раствор для бурения при отрицательном дифференциальном давлении и/или регулируемом давлении означает буровой раствор, гидростатическая плотность (давление) которого при прокачивании меньше или равна плотности (давлению) пласта. Например, если известное месторождение на глубине 3048 м (10000 футов) (фактическая глубина по вертикали - TVD) имеет гидростатическое давление 34473787 Па (5000 фунтов на квадратный дюйм) или 1150 кг/м3 (9,6 фунт массы/галлон), то буровой раствор для бурения при отрицательном дифференциальном давлении будет иметь давление менее или равно 1150 кг/м3 (9,6 фунт массы/галлон). Большинство буровых растворов для бурения при отрицательном дифференциальном давлении и/или регулируемом давлении включает, по крайней мере, добавку для регулирования плотности. Другая добавка может включать ингибитор коррозии, регулятор рН и ингибитор гидратации глинистых сланцев.

Термин “вспениваемая” означает композицию, которая при смешивании с газом образует устойчивую пену.

Термин “добавка” включает, однако этим не ограничиваясь, пенообразователи, полимеры, которые используют в жидкостях для разрыва, гелеобразующие средства, сшивающие агенты, пеногасители, ингибиторы коррозии, подавители расслаивания, добавки для удаления диоксида углерода, добавки для борьбы с отложениями парафинов, добавки для удаления кислорода, подавители солеотложения, регуляторы рН, ингибиторы гидратации глинистых сланцев.

Термин “gpt” означает галлоны на тысячу галлонов. Термин “ppt” означает фунты на тысячу галлонов. Термин “низкая вязкость” означает вязкость в диапазоне от 1 до 4 сСт при 40°С и вязкость в диапазоне от 1 до 2 сСт при 100°С.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Авторы настоящего изобретения обнаружили, что новая система растворителей может быть составлена в виде базовой жидкости для приготовления буровых растворов, жидкостей для разрыва пласта, носителей флюидов, растворов для вскрытия продуктивного пласта и/или родственных систем, где системы растворителей включают смесь парафинов, олефинов, нафтенов, сложных эфиров и оксигенатов. Системы растворителей имеют низкие значения вязкости, представляют собой жидкости бледно-желтого цвета, имеют температуру воспламенения >80°С (175°F) и имеют температуру застывания приблизительно -7°С (19°F). Авторы настоящего изобретения обнаружили, что система растворителей по настоящему изобретению может применяться для составления композиций буровых растворов, растворов для вскрытия продуктивного пласта, применяемых для разрыва пласта жидкостей, носителей флюидов и для других применений или может применяться для составления систем родственных флюидов.

Авторы настоящего изобретения обнаружили, что системы растворителей могут применяться для составления полностью экологически чистых систем. Так, авторы настоящего изобретения в состоянии разработать систему вспениваемых буровых растворов, включающую экологически безопасный пенообразователь или множество экологически безопасных пенообразователей и экологически безопасные пеногасители или множество экологически безопасных пеногасителей, и экологически безопасную базовую жидкость или множество экологически безопасных базовых жидкостей. Варианты осуществления настоящего изобретения относятся также к используемым для разрыва суспензиям, обладающим выдающимися свойствами, которые готовят с использованием системы растворителей по настоящему изобретению. В отличие от других биоразлагаемых синтетических масел, которые раскрыты ранее, системы растворителей по настоящему изобретению экономичны при использовании в качестве базовых жидкостей, имеющих температуры воспламенения >80°С. В других вариантах осуществления настоящего изобретения из базовых жидкостей по настоящему изобретению могут быть составлены буровые растворы, которые имеют расширенный диапазон рабочих температур, а именно, имеют температурный диапазон вплоть до 232°С (450°F). Авторы настоящего изобретения обнаружили, что жидкости по настоящему изобретению можно использовать повторно и они обладают лучшими свойствами по сравнению с дизельным топливом, в то время как конкурирующие базовые жидкости не являются вспениваемыми и не обладают удовлетворительной способностью к вспениванию. Системы растворителей по настоящему изобретению не повреждают герметизацию используемых в скважинах механизмов. Авторы настоящего изобретения обнаружили, что при осуществлении разрыва пласта или гидроразрыва жидкости могут применяться для составления суспензий, которые не расслаиваются и обладают высокой предельной вязкостью (линейный гель-раствор) по сравнению с известными базовыми жидкостями. Композиции, включающие системы растворителей по настоящему изобретению, успешно прошли испытания в условиях эксплуатации в Хьюстоне, штат Техас (США), при проведении бурения с отрицательным гидростатическим давлением.

Буровые растворы

В общем случае буровой раствор используют при бурении скважины. Буровые растворы можно разработать для проведения так называемого бурения с положительным дифференциальным давлением (гидростатическое давление бурового раствора выше, чем давление пор пласта), бурения с отрицательным дифференциальным давлением (гидростатическое давление бурового раствора ниже, чем давление пор пласта) или бурения с регулируемым давлением, где гидростатическое давление бурового раствора регулируют в зависимости от типа вещества, через которое проводят бурение. В каждом типе бурения используют различные типы буровых растворов. Композиции по настоящему изобретению разработаны с целью улучшить свойства суспензии и повысить устойчивость полученных в итоге буровых растворов, так что кусочки породы остаются в суспендированном состоянии в течение более длительных периодов времени или при температурах вплоть до 232°С (450°F).

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к буровым растворам, включающим композицию базовой жидкости по настоящему изобретению, где композиция базовой жидкости содержит смеси биоразлагаемых, нетоксичных, безвредных растворителей, включающих биоразлагаемые парафины, олефины, нафтены, сложные эфиры и оксигенаты, с температурой воспламенения ≥80°С и температурой застывания приблизительно -7°С (19°F). Буровые растворы необязательно могут содержать комплекс добавок к буровому раствору, включающий приведенные в настоящем описании добавки или смеси приведенных в настоящем описании добавок.

Растворы для вскрытия продуктивного пласта

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к растворам для вскрытия продуктивного пласта, включающим систему растворителей по настоящему изобретению в качестве базовой жидкости, где система растворителей по настоящему изобретению содержит смеси биоразлагаемых, нетоксичных, безвредных растворителей, включающих биоразлагаемые парафины, олефины, нафтены, сложные эфиры и оксигенаты, с температурой воспламенения ≥80°С и температурой застывания приблизительно -7°С (19°F). Растворы для вскрытия продуктивного пласта необязательно могут содержать комплекс добавок к раствору для вскрытия продуктивного пласта, включающий приведенные в настоящем описании добавки или смеси приведенных в настоящем описании добавок.

Жидкости для разрыва пласта

Настоящее изобретение относится также к способам разрыва подземного пласта, включающим приготовление жидкости для разрыва пласта, которая содержит систему поверхностно-активных веществ по настоящему изобретению, и закачивание геля или коацервата в ствол шахты в присутствии или в отсутствие проппанта и при давлении, достаточном для разрыва пласта. Проппанты, пригодные для использования в данном изобретении, включает все обычно используемые или в общем случае принятые для использования материалы для проппантов, такие как песок, тонкий твердый пропласток породы и другие твердые частицы. Указанная жидкость может применяться в отсутствие обычных солей для получения солевых растворов. Гели на водной основе, используемые для разрыва пласта и проведения других обработок в скважине, обычно используют гуар, целлюлозу или смолы, которые зависят от химического связывания и чувствительны к сдвигу.

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к композициям жидкостей для разрыва пласта, включающим систему растворителей по настоящему изобретению в качестве базовой жидкости, где система растворителей по настоящему изобретению содержит смеси биоразлагаемых, нетоксичных, безвредных растворителей, включающих биоразлагаемые парафины, олефины, нафтены, сложные эфиры и оксигенаты, с температурой воспламенения ≥80°С и температурой застывания приблизительно -7°С (19°F). Жидкости для разрыва пласта необязательно могут содержать комплекс добавок к жидкости для разрыва пласта, включающий приведенные в настоящем описании добавки или смеси приведенных в настоящем описании добавок. Для дополнительной информации, касающейся компонентов жидкости для разрыва пласта, которые могут использоваться в жидкостях для разрыва пласта по настоящему изобретению, читателя отсылают к патентам США №№ 7140433, 7517447, 7268100, 7392847, 7350579, 7712535 и 7565933 и к опубликованным заявкам на патент США с номерами 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.

Указанные заявки и патенты включены посредством ссылки, как указано в последнем параграфе настоящего описания.

Растворы для интенсификации добычи

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к композициям растворов для интенсификации добычи, включающим систему растворителей по настоящему изобретению в качестве базовой жидкости, где система растворителей по настоящему изобретению содержит смеси биоразлагаемых, нетоксичных, безвредных растворителей, включающих биоразлагаемые парафины, олефины, нафтены, сложные эфиры и оксигенаты, с температурой воспламенения ≥80°С и температурой застывания приблизительно -7°С (19°F). Растворы для интенсификации добычи необязательно могут содержать комплекс добавок к раствору для интенсификации добычи, включающий приведенные в настоящем описании добавки или смеси приведенных в настоящем описании добавок.

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к композициям носителей флюидов, включающим систему растворителей по настоящему изобретению в качестве базовой жидкости, где система растворителей по настоящему изобретению содержит смеси биоразлагаемых, нетоксичных, безвредных растворителей, включающих биоразлагаемые парафины, олефины, нафтены, сложные эфиры и оксигенаты, с температурой воспламенения ≥80°С и температурой застывания приблизительно -7°С (19°F). Носители флюидов необязательно могут содержать комплекс добавок к носителю флюидов, включающий приведенные в настоящем описании добавки или смеси приведенных в настоящем описании добавок. Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к композициям растворов для нагнетания скважин, включающим систему растворителей по настоящему изобретению в качестве базовой жидкости, где система растворителей по настоящему изобретению содержит смеси биоразлагаемых, нетоксичных, безвредных растворителей, включающих биоразлагаемые парафины, олефины, нафтены, сложные эфиры и оксигенаты, с температурой воспламенения ≥80°С и температурой застывания приблизительно -7°С (19°F). Растворы для нагнетания скважин необязательно могут содержать комплекс добавок к раствору для нагнетания скважин, включающий приведенные в настоящем описании добавки или смеси приведенных в настоящем описании добавок.

Диапазоны концентраций композиций

В вариантах бурового раствора, раствора для интенсификации добычи, раствора для вскрытия продуктивного пласта и раствора для нагнетания скважин композиции базовых жидкостей по настоящему изобретению применяют в диапазоне от приблизительно 1% об. до приблизительно 100% об. (об./об.) конечного раствора (базовая жидкость представляет собой жидкость, в которую добавляют все другие компоненты конечного раствора). В других вариантах осуществления настоящего изобретения базовые жидкости применяют в диапазоне от приблизительно 10% об. до приблизительно 90% об. В других вариантах осуществления настоящего изобретения базовые жидкости применяют в диапазоне от приблизительно 30% об. до приблизительно 70% об. В других вариантах осуществления настоящего изобретения базовые жидкости применяют в диапазоне от приблизительно 40% об. до приблизительно 60% об. В других вариантах осуществления настоящего изобретения базовые жидкости составляют больше или равно приблизительно 50% об. В других вариантах осуществления настоящего изобретения базовые жидкости составляют больше или равно приблизительно 60% об. В других вариантах осуществления настоящего изобретения базовые жидкости составляют больше или равно приблизительно 70% об. В других вариантах осуществления настоящего изобретения базовые жидкости составляют больше или равно приблизительно 80% об. В других вариантах осуществления настоящего изобретения базовые жидкости составляют больше или равно приблизительно 90% об. В других вариантах осуществления настоящего изобретения базовые жидкости составляют вплоть до приблизительно 100% об.

В применяемых для разрыва пласта суспензиях композиции базовых жидкостей присутствуют в диапазоне от 30% масс. до приблизительно 70% масс. от массы конечной суспензии. В других вариантах осуществления настоящего изобретения указанный диапазон равен от 30% масс. до приблизительно 60% масс. В других вариантах осуществления настоящего изобретения указанный диапазон равен от 30% масс. до приблизительно 50% масс. В других вариантах осуществления настоящего изобретения указанный диапазон равен от 40% масс. до приблизительно 50% масс. В других вариантах осуществления настоящего изобретения композиция базовой жидкости присутствует в количестве меньшем или равном приблизительно 70% об. В других вариантах осуществления настоящего изобретения композиция базовой жидкости присутствует в количестве меньшем или равном приблизительно 60% об. В других вариантах осуществления настоящего изобретения композиция базовой жидкости присутствует в количестве меньшем или равном приблизительно 50% об.

ПОДХОДЯЩИЕ РЕАГЕНТЫ

Композиции базовых жидкостей

Подходящие композиции базовых жидкостей или системы растворителей по настоящему изобретению включают, без ограничений, смеси биоразлагаемых, нетоксичных, безвредных растворителей, содержащих биоразлагаемые парафины, олефины, нафтены, сложные эфиры и/или оксигенаты, которые имеют температуру воспламенения ≥60°С, предпочтительно, ≥70°С, более предпочтительно, ≥80°С; и температуру застывания менее чем приблизительно -6°С, в частности, приблизительно -7°С (19°F), необязательно менее чем приблизительно -60°С. Композиции базовых жидкостей или систем растворителей по настоящему изобретению могут иметь вязкость от приблизительно 1,6 до 3,3 сСт при 40°С. В частности, подходящие композиции базовых жидкостей или системы растворителей по настоящему изобретению включают, без ограничений, смеси биоразлагаемых, нетоксичных, безвредных растворителей, содержащих биоразлагаемые парафины, олефины, нафтены, сложные эфиры и оксигенаты, которые имеют температуру воспламенения ≥80°С и температуру застывания приблизительно -7°С (19°F). Отдельные примеры включают HF-1000™, ODC®, LPA®, терпены и смеси терпенов, полученные из цитрусовых растений, которые содержат d-лимонены, терпены апельсина, терпены лимона, терпены грейпфрута, апельсиновое масло, лимонное масло и другие терпены цитрусовых, другие масла цитрусовых, смеси HF-1000™, ODC® и/или LPA® с другими терпенами и смесями терпенов или их смеси и комбинации.

HF-1000™ представляет собой смесь парафинов, олефинов и оксигенатов, которые смешивают для получения маловязкой жидкости бледно-желтого цвета, температура воспламенения которой составляет 181-183°F (83-84°С), вязкость составляет 3,3 сСт при 40°С и 1,4 сСт при 100°С, а температура застывания составляет приблизительно от -6°С до -8°С.

ODC® представляет собой углеводород высокой степени чистоты. Он имеет температуру воспламенения 158°F (70°С), вязкость 2,4 сСт при 70°F (21°С) и 1,8 сСт при 100°F (38°С) и температуру застывания приблизительно менее чем приблизительно -66°С.

Указывается, что LPA® представляет собой высоко чистую смесь подвергнутых гидрированию изопарафинов и нафтеновых углеводородов с температурой воспламенения 143°F (62°С), с вязкостью 2,2 сСт при 20°С и 1,6 сСт при 40°С и с температурой застывания менее чем приблизительно -68°С.

Пенообразователи

Подходящие пенообразователи для использования по настоящему изобретению включают, без ограничений, любые пенообразующие средства для вспенивания буровых растворов на основе углеводородов. Отдельные примеры пенообразующих агентов включают, без ограничений, кремнийорганические пенообразующие агенты, такие как тетра(триметилсилокси)силан, фторсодержащие олигомерные или полимерные пенообразователи, такие как фторсодержащие метакриловые сополимеры, или другие подобные пенообразующие агенты, способные образовывать пену в буровой жидкости на основе углеводородов или масел или их смесей или комбинаций. Отдельные примеры подобных пенообразующих агентов включают, без ограничений, DC-1250, поставляемый компанией Dow Corning; Zonyl FSG, поставляемый компанией DuPont; APFS-16, поставляемый компанией Applied Polymer; A4851, поставляемый компанией Baker Petrolite; Superfoam, поставляемый компанией Oilifield Solutions; Paratene HFA, поставляемый компанией Woodrising; DVF-880, поставляемый компанией Parasol Chemicals Inc.; JBR200, JBR300, JBR400 и JBR500, поставляемые компанией Jeneil Biosurfactant Company; Paratene HFA, Paratene HFB, Paratene MFA, Paratene MFB, поставляемые компанией Woodrising Resources Ltd., или их смеси и комбинации.

Полимеры, применяемые в жидкостях для разрыва пласта

Подходящие полимеры для использования по настоящему изобретению включают, без ограничений, любой полимер, растворимый в жидкости на основе углеводородов. Отдельные примеры полимеров включают, без ограничений, полимер, содержащий звенья одного или нескольких (одного, двух, трех, четырех, пяти, …, сколько необходимо) способных полимеризоваться моноолефинов или диолефинов. Отдельные примеры включают, без ограничений, полиэтилен, полипропилен, полибутилен или другие поли(альфа-олефины), полистирол или другие полиароматические олефины, полибутадиен, полиизопрен или другие диолефины, или сополимеры (полимеры, включающие два или больше моноолефинов или диолефинов), или сополимеры, содержащие небольшие количества других способных полимеризоваться мономеров, таких как акрилаты (акриловая кислота, метакрилат, этилакрилат и т.п.), метакрилаты (метакриловая кислота, метилметакрилат, этилметакрилат и т.п.), винилацетат, малеиновый ангидрид, ангидрид янтарной кислоты или т.п., при условии, что полученный полимер растворим в жидкости на основе углеводородов.

Использование гелеобразователей в жидкостях, применяемых для разрыва пласта

Подходящие гелеобразующие агенты для использования по настоящему изобретению включают, без ограничений, любое гелеобразующее средство. Отдельные примеры гелеобразующих агентов включают сложные эфиры фосфорной кислоты, сополимер этилена и акриловой кислоты, сополимеры этилена и метакриловой кислоты, сополимеры этилена и винилацетата, сополимеры этилена и малеинового ангидрида, сополимеры бутадиена и метакриловой кислоты, сополимеры этилена и метакриловой кислоты, сополимеры стирола, бутадиена и акриловой кислоты, сополимеры стирола, бутадиена и метакриловой кислоты, и другие полимеры, включая мономеры, содержащие кислотные фрагменты, или их смеси и комбинации. Отдельные примеры гелеобразующих агентов на основе сложных эфиров фосфорной кислоты включают, без ограничений, WEC HGA 37, WEC HGA 70, WEC HGA 71, WEC HGA 72, WEC HGA 702 или их смеси или комбинации, которые поставляет компания Weatherford International. Другие пригодные гелеобразующие агенты включают, без ограничений, Geltone II, поставляемый компанией Baroid, Ken-Gel, поставляемый компанией Imco, и т.д.

Подходящие сшивающие агенты для использования по настоящему изобретению включают, без ограничений, любой подходящий сшивающий агент для использования вместе с гелеобразующими агентами. Отдельные примеры сшивающих агентов включают, без ограничений, соли двух- и трехвалентных металлов, таких как соли кальция, соли магния, соли бария, соли меди(I), соли меди(II), соли железа(III), соли алюминия или их смеси или комбинации. Примеры сшивающих агентов для использования со сложными эфирами фосфорной кислоты включают, без ограничений, WEC HGA 44, WEC HGA 48, WEC HGA 55se, WEC HGA 55s, WEC HGA 61, WEC HGA 65 или их смеси или комбинации, которые поставляет компания Weatherford International.

Пеногасители

Подходящие пеногасители для использования по настоящему изобретению включают, без ограничений, любой пеногаситель, способный снижать высоту пены во вспененных системах буровых растворов по настоящему изобретению. Отдельными примерами пеногасителей являются полидиметилсилоксан (Dow Corning 200 Fluid™, 50 сантистоксов), низкомолекулярные спирты, при этом предпочтительными являются изопропанол или изопропиловый спирт (ИПС).

Газы

Подходящие газы для образования пены во вспениваемых, ионосопряженных композициях гелей включают, без ограничений, азот, диоксид углерода или любой другой газ, пригодный для использования при разрыве пласта, или их смеси или комбинации.

Ингибиторы коррозии

Подходящие ингибиторы коррозии для использования по настоящему изобретению включают, без ограничений, четвертичные аммониевые соли, в частности, хлориды, бромиды, иодиды, диметилсульфаты, диэтилсульфаты, нитриты, бикарбонаты, карбонаты, гидроксиды, алкоксиды и т.п. или их смеси или комбинации; соли азотистых оснований или их смеси и комбинации. Отдельные примеры четвертичных аммониевых солей включают, без ограничений, четвертичные аммониевые соли, образованные аминами и кватернизующим средством, например, алкилхлоридами, алкилбромидами, алкилиодидами, алкилсульфатами, такими как диметилсульфат, диэтилсульфат и т.д., дигалогенсодержащими алканами, такими как дихлорэтан, дихлорпропан, дихлорэтиловый эфир, эпихлоргидриновые аддукты спиртов, этоксилатов и т.п.; или их смеси и комбинации с амином, например, алкилпиридинами, в частности, алкилпиридинами с несколькими алкильными группами, алкилхинолинами, С624 синтетическими третичными аминами, аминами, выделенными из натуральных продуктов, таких как кокосовые орехи и т.п., диалкилзамещенными метиламинами, аминами, полученными по реакции между жирными кислотами или маслами и полиаминами, амидоимидазолинами диэтилентриамина (DETA) и жирных кислот, имидазолинами этилендиаминами, имидазолинами диаминоциклогексана, имидазолинами аминоэтилэтилендиамина, пиримидином пропандиамина и алкилированного пропендиамина, оксиалкилированными моно- и полиаминами, достаточными для превращения всех лабильных атомов водорода в аминах в кислородсодержащие группы, или их смеси или комбинации. Отдельные примеры солей азотистых оснований включают, без ограничений, соли азотистых оснований, полученные из соли, например, С18 монокарбоновых кислот, таких как муравьиная кислота, уксусная кислота, пропановая кислота, бутановая кислота, пентановая кислота, гексановая кислота, гептановая кислота, октановая кислота, 2-этилгексановая кислота и т.п.; С212 дикарбоновых кислот, С212 ненасыщенных карбоновых кислот и ангидридов кислот или т.п.; поликислот, таких как дигликолевая кислота, аспарагиновая кислота, лимонная кислота и т.п.; гидроксикислот, таких как молочная кислота, итаконовая кислота или т.п.; арильных и гидроксиарильных кислот; природных или синтетических аминокислот; тиокислот, таких как тиогликолевая кислота (TGA); свободных кислых форм производных фосфорной кислоты и гликоля, этоксилатов, этоксилированных аминов и т.п. и аминосульфоновых кислот; или их смесей и комбинаций, и из амина, например, из аминов высокомолекулярных жирных кислот, таких как кокоамин, таллоамины и т.п.; оксиалкилированных аминов жирных кислот; полиаминов (ди-, три-, тетра- или более) высокомолекулярных жирных кислот; оксиалкилированных полиаминов жирных кислот; аминоамидов, таких как продукты реакции карбоновой кислоты с полиаминами, где эквиваленты карбоновой кислоты меньше, чем эквиваленты реакционноспособных аминов, и с их оксиалкированными производными; пиримидинов жирных кислот; моноимидазолинов этилендиамина (EDA), DETA или высших этиленаминов, гексаметилендиамина (HMDA), тетраметилендиамина (TMDA) и их высших аналогов; бисимидазолинов, имидазолинов органических моно- и поликислот; оксазолинов, полученных из моноэтаноламина и жирных кислот или масел, эфираминов жирных кислот, моно- и бис-амидов аминоэтилпиперазина; солей глутаминовой кислоты (GAA) и TGA с продуктами взаимодействия сырца таллового масла или дистиллированного масла с диэтилентриамином; солей GAA и TGA с продуктами взаимодействия димеров кислот со смесями полиаминов, таких как TMDA, HMDA и 1,2-диаминоциклогексан; солей TGA имидазолина, полученного из DETA и жирных кислот таллового масла или соевого масла и т.п.; или их смеси или комбинации.

Другие добавки

Буровые растворы по настоящему изобретению включают также другие добавки, такие как подавители расслаивания, добавки для устранения диоксида углерода, добавки для борьбы с отложениями парафинов, добавки для устранения кислорода или другие добавки.

Подавители расслаивания

Подходящие добавки для борьбы с расслаиванием, пригодные для использования в композициях по настоящему изобретению, включают, без ограничений: хелатообразующие агенты, в частности, Na+, K+, NH4+ соли этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТК); Na+, K+, NH4+ соли NTA; Na+, K+, NH4+ соли эриторбиновой кислоты; Na+, K+, NH4+ соли тиогликолевой кислоты (TGA); Na+, K+, NH4+ соли гидроксиуксусной кислоты; Na+, K+, NH4+ соли лимонной кислоты; Na+, K+, NH4+ соли винной кислоты или другие подобные соли или их смеси или комбинации. Подходящие добавки, работающие на пороговых эффектах, в частности, комплексообразующие соединения, которые препятствуют образованию гидроксидов железа в скважине в ходе ее кислотной обработки, включают, без ограничений: фосфаты, например, гексаметилфосфат натрия, линейные фосфатные соли, соли полифосфорной кислоты, фосфонаты, например, неионогенные вещества, такие как HEDP (гидроксиэтилидендифосфорная кислота), PBTC (фосфоизобутан, трикарбоновая кислота), аминофосфонаты, полученные из MEA (моноэтаноламина), NH3, EDA (этилендиамина), бис-гидроксиэтилендиамина, бис-аминоэтилового эфира, DETA (диэтилентриамина), HMDA (гексаметилендиамина), гипергомологов и изомеров HMDA, полиаминов EDA и DETA, дигликоламина и гомологов, или подобных полиаминов или их смесей или комбинаций; сложные эфиры фосфорной кислоты, например, сложные эфиры полифосфорной кислоты или сложные эфиры пентоксида фосфора (P2O5): с алканоламинами, такими как MEA, DEA, триэтаноламин (TEA), бис-гидроксиэтилендиамин; этоксилированные спирты, глицерин, гликоли, такие как EG (этиленгликоль), пропиленгликоль, бутиленгликоль, гексиленгликоль, триметилолпропан, пентаэритрит, неопентилгликоль и т.п.; три- и тетрагидроксиамины; этоксилированные алкилфенолы (имеют ограниченное применение вследствие проблем с токсичностью), этоксилированные амины, такие как моноамины, подобные MDEA, и высшие амины, содержащие от 2 до 24 атомов углерода, диамины, содержащие от 2 до 24 атомов углерода, и т.п.; полимеры, в частности, гомополимеры аспарагиновой кислоты, растворимые гомополимеры акриловой кислоты, сополимеры акриловой кислоты и метакриловой кислоты, тройные полимеры акрилатов, AMPS и т.д., гидролизованные полиакриламиды, полималеиновый ангидрид (PMA); и т.п.; или их смеси и комбинации.

Нейтрализация диоксида углерода

Подходящие добавки для нейтрализации СО2, пригодные для использования в композициях по настоящему изобретению, включают, без ограничений, 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, DOW AMP-90™, Angus AMP-95, диалкиламины (метил, этил, изопропил), моноалкиламины (метил, этил, изопропил), триалкиламины (метил, этил, изопропил), бис-гидроксиэтилэтилендиамин (THEED) и т.п. или их смеси и комбинации.

Борьба с отложениями парафинов

Подходящие добавки для удаления парафинов, диспергирования и/или устранения отложений парафинов включают, без ограничений: целлозольвы, поставляемые компанией Dow Chemicals Company; ацетаты целлозольвов; кетоны; соли и сложные эфиры уксусной кислоты и муравьиной кислоты; поверхностно-активные вещества, полученные из этоксилированных или пропоксилированных спиртов, алкилфенолов и/или аминов; метиловые эфиры, такие как метиловые эфиры жирной кислоты кокосового масла, лаураты, эфиры соевого масла или другие встречающиеся в природе метиловые эфиры жирных кислот; сульфонированные, метиловые эфиры, такие как сульфонированный эфир жирной кислоты кокосового масла, сульфонированный лаурат, сульфонированный эфир соевого масла или другие сульфонированные, встречающиеся в природе метиловые эфиры жирных кислот; низкомолекулярные четвертичные аммониевые хлориды кислот кокосового масла, кислот соевого масла или С1024 амины или моногалогенсодержащие алкилы или арилхлориды; четвертичные аммониевые соли, полученные из дизамещенных (например, дикоко и т.д.) и низкомолекулярных галогенсодержащих алкилов и/или арилхлоридов; бивалентные четвертичные соли диалкильных (метил, этил, пропил, смешанные и т.д.) третичных аминов и дигалогенсодержащих этанов, пропанов и т.д. или дигалогензамещенные простые эфиры, такие как дихлорэтиловый эфир (DCEE) и т.п.; бивалентные четвертичные соли алкиламинов или амидопропиламинов, такие как кокоамидопропилдиметил, бис-четвертичные аммониевые соли DCEE; или их смеси или комбинации. Подходящие спирты, которые применяют для приготовления поверхностно-активных веществ, включают, без ограничений, линейные или разветвленные спирты, в частности, смеси спиртов, вступивших во взаимодействие с оксидом этилена, оксидом пропилена или высшими алкиленоксидами, где образовавшиеся поверхностно-активные вещества имеют диапазон значений гидрофильно-липофильного баланса. Подходящие алкилфенолы, которые используют для приготовления поверхностно-активных веществ, включают, без ограничений, нонилфенол, децилфенол, додецилфенол или другие алкилфенолы, где алкильная группа содержит от приблизительно 4 до приблизительно 30 атомов углерода. Подходящие амины, которые используют для приготовления поверхностно-активных веществ, включают, без ограничений, этилендиамин (EDA), диэтилентриамин (DETA) или другие полиамины. Отдельные примеры включают квадролы, тетролы и пентролы, поставляемые компанией BASF. Подходящие алканоламины включают, без ограничений, моноэтаноламин (MEA), диэтаноламин (DEA), продукты взаимодействия MEA и/или DEA с кокосовым маслом и кислотами.

Устранение кислорода

Добавление воды в скважину часто сопровождается увеличением содержания кислорода в скважинных флюидах благодаря кислороду, растворенному в добавленной воде. Таким образом, материалы, которые используют внутри скважины, должны работать в кислородсодержащих условиях или достаточно хорошо работать до тех пор, пока содержание кислорода не сократится за счет протекания естественных реакций. В случае систем, которые не могут переносить кислород, кислород должен быть удален или его содержание должно контролироваться в любых веществах, которые вводят в скважину. Проблема обостряется зимой, когда нагнетаемые вещества включают соединения, добавляемые с целью приспособления нагнетаемых веществ к использованию в условиях холодной погоды, такие как вода, спирты, гликоли, целлозольвы, формиаты, ацетаты и т.п., поскольку растворимость кислорода в очень холодной воде повышается до приблизительно 14-15 частей на миллион (ч/млн). Кислород может также усиливать коррозию и расслаивание. При бурении с использованием витых капиллярных трубок и разбавленных растворов нагнетание жидкостей приводит к нагнетанию окислительной среды (O2) в восстановительную среду (CO2, H2S, органические кислоты и т.д.).

Выбор способов контролирования содержания кислорода включает: (1) деаэрацию жидкости перед нагнетанием в скважину, (2) добавление обычных сульфидов, с тем, чтобы получить оксиды серы, однако подобные оксиды серы могут усилить воздействие кислот на металлические поверхности, (3) добавление эриторбатов, аскорбатов, диэтилгидроксиламина или других способных взаимодействовать с кислородом соединений, которые добавляют в жидкость перед закачиванием в скважину; и (4) добавление ингибиторов коррозии или средств пассивации металла, таких как калиевые (щелочные) соли сложных эфиров глицерина, этоксилаты полиатомных спиртов или другие подобные ингибиторы коррозии. Отдельные примеры средств для устранения кислорода или подавления коррозии включают смеси тетраметилендиаминов, гексаметилендиаминов, 1,2-диаминциклогексан, аминовые функциональные группы или продукты взаимодействия подобных аминов с частичными молярными эквивалентами альдегидов. Другие средства устранения кислорода включают амиды, образованные салициловой или бензойной кислотой с полиаминами, которые специально используют в щелочных условиях, короткоцепочечные ацетилендиолы или подобные соединения, сложные эфиры фосфорной кислоты, эфиры борной кислоты с глицерином, соли мочевины или тиомочевины с бис-оксалидинами или другое соединение, которое либо поглощает кислород, взаимодействует с кислородом или каким-либо другим образом сокращает количество кислорода или устраняет кислород.

Подавление солеотложения

Подходящие подавители солеотложения для использования в жидкостях по настоящему изобретению включают, без ограничений, вещество Na Minus - Nitrilonriacetamide, поставляемое компанией Clearwater International, LLC (Хьюстон, штат Техас).

Пенообразующая способность

В общем случае системы вспениваемых углеводородных буровых растворов по настоящему изобретению из объема 100 мл исходной жидкости образуют пену, высота которой составляет, по меньшей мере, 150 мл, и пена имеет полупериод существования, по крайней мере, 2 мин. В частности, в образовавшейся пене высота пены составляет, по крайней мере, от 150 мл до приблизительно 500 мл, а полупериод существования пены равен от приблизительно 2 мин до 15 мин в зависимости от применения и точного состава углеводородной жидкости по настоящему изобретению. Устойчивость или полупериод существования и высота полученной пены регулируется количеством и типом загустителей в композиции, количеством и типом пенообразующих средств в композиции, количеством и типом газа в композиции, температурой композиции и давлением композиции. В общем случае увеличение количества загустителей и/или пенообразующих средств приводит к повышению высоты пены и устойчивости пены. В общем случае загустители повышают устойчивость сильнее, чем высоту пены, в то время как пенообразующие средства увеличивают высоту пены. Конечно, высота пены также прямопропорционально зависит от количества и типа газа, растворенного в жидкости или поглощенного жидкостью.

ЭКСПЕРИМЕНТЫ ПО ИЗОБРЕТЕНИЮ

ВВЕДЕНИЕ

Авторы настоящего изобретения разработали систему растворителей по настоящему изобретению таким образом, чтобы она была безвредна для окружающей среды, была биоразлагаемой и в то же время была способна сохранять целостность глинистых сланцев с тем, чтобы гарантировать, что растворы не вызывают проблем, связанных с нежелательным набуханием глинистых сланцев, которое приводит к их нестабильности. Действительно, авторы настоящего изобретения разработали системы вспенивания на масляной основе, используя системы растворителей по настоящему изобретению, для усиления преимуществ, характерных для жидкостей на масляной основе, используемых при бурении активных пластов. Системы растворителей по настоящему изобретению позволяют получить дешевую базовую жидкость для приготовления систем вспенивания на масляной основе. Системы растворителей по настоящему изобретению позволяют сэкономить более миллиона долларов на одном только креплении скважины обсадными трубами. Авторы настоящего изобретения изучили системы растворителей по настоящему изобретению при приготовлении составов вспененных буровых жидкостей и составов суспензий, применяемых для разрыва пласта.

ВЫВОДЫ

Системы растворителей по настоящему изобретению пригодны в качестве базовых жидкостей для вспененных буровых жидкостей на масляной основе и для суспензий, применяемых для разрыва пласта. Авторы настоящего изобретения успешно приготовили системы вспененных буровых растворов, используя системы растворителей по настоящему изобретению в качестве базовых жидкостей при проведении операций бурения. Системы растворителей по настоящему изобретению пригодны для приготовления экологически безопасных жидкостей, обладающих высокой температурой воспламенения, которые не расслаиваются и обладают высокой величиной предельной вязкости в системах суспензий, применяемых для разрыва пласта.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ

Приготовлены системы вспененных буровых растворов на основе системы растворителей по настоящему изобретению, где системы растворителей по настоящему изобретению образуют непрерывную фазу. Вспененные буровые системы обладают требуемой способностью к пенообразованию и успешно прошли испытания в условиях эксплуатации. Вспененные буровые системы не только обладают высокой термической устойчивостью благодаря термической устойчивости базовой жидкости, представляющей собой систему растворителей по настоящему изобретению, но и пригодны для повторного использования по схеме вспенивание - пеногашение - вспенивание. При проведении разрыва пласта системы растворителей по настоящему изобретению могут применяться для приготовления биоразлагаемых, обладающих высокой температурой воспламенения суспензий, применяемых для разрыва пласта, которые не расслаиваются и обладают высокой вязкостью.

СОСТАВЫ

а. Пенообразующие системы

Часто при проведении буровых операций в жидком состоянии используют пенообразователи с целью облегчения проведения манипуляций для снижения высоты колонны или для получения буровых растворов, имеющих малый вес. В то время как основные поверхностно-активные химические вещества в указанных системах могут быть нетоксичными (в частности, поверхностно-активные вещества на основе сахаридов), обычной практикой является использование экологически небезопасных растворителей, таких как спирты, ксилолы, толуолы или сложные эфиры. Поскольку подобные химические вещества оказывают негативное воздействие на экосистему, всегда желательно использовать нетоксичные, биоразлагаемые системы растворителей или готовить растворы на основе нетоксичных, биоразлагаемых систем растворителей. Системы растворителей по настоящему изобретению используют для приготовления составов систем поверхностно-активных веществ с целью получения систем вспененных скважинных флюидов, которые не токсичны, способны биологически разлагаться и не расслаиваются. Системы скважинных флюидов включают нетоксичные, биоразлагаемые буровые растворы, растворы для вскрытия продуктивного пласта, жидкости для разрыва пласта, растворы для интенсификации добычи, растворы для нагнетания скважин, вспомогательные растворы, флюиды для эксплуатационных скважин и другие подобные жидкости.

Авторы настоящего изобретения обнаружили, что системы растворителей по настоящему изобретению способны образовать вспененные буровые растворы, содержащие различные концентрации активных пенообразующих средств, таких как пенообразующие средства на основе фторсодержащих полимерных сложных эфиров, кремнийорганические пенообразующие средства или их смеси и комбинации. Полученные составы можно затем использовать при проведении скважинных операций, таких как бурение, разрыв пласта, интенсификация добычи, нагнетание флюидов в скважину, повышение выхода или другие скважинные операции, где флюиды безвредны или практически безвредны (оказывают незначительное воздействие на окружающую среду). Главным требованием с точки зрения экологии является пригодность систем растворителей по настоящему изобретению в качестве замены дизельному топливу или других обычно используемых растворителей для дисперсионной фазы при проведении внутрискважинных операций, включая операции бурения с использованием буровых растворов на масляной основе, где другие системы буровых растворов могут быть неэкономичными, токсичными и/или не биоразлагаемыми. Авторы настоящего изобретения показали, что обладающие высокой устойчивостью системы буровых растворов могут быть приготовлены при использовании систем растворителей по настоящему изобретению в качестве базовой жидкости для систем буровых растворов.

ПРИМЕР 1

Данный пример иллюстрирует использование HF-1000™ в качестве нетоксичной биоразлагаемой системы растворителей, которую обозначают как SS, для приготовления вспененных буровых растворов. Буровые растворы на основе SS сравнивают с буровыми растворами, приготовленными с использованием красного дизеля.

В таблице 1 обобщены пенообразующие свойства буровых растворов, полученных с использованием SS и красного дизеля.

Таблица 1
Сравнение дизельного топлива и SS в качестве базовых жидкостей в пенообразующих системах
Базовая жидкость Концентрация Морскаявода (3,5%) KCl (3,0%) Конденсат Неочищеннаянефть Тепловая устойчи-вость (24 часа) Высота пены (мл) Полупериод существо-вания (мин:сек) Среднее рецикли-рование Fan 35A (Pv, Yp)
Красный дизель 1,0% F1a 170 4:00 200/4:15 11,2
10% 170 4:00
20% 170 4:00
30% 170 4:00
5% 160 4:00
10% 160 4:00
20% 160 4:00
5% 160 4:00
10% 170 4:00
20% 180 4:00
10% 160 4:00
20% 160 4:00
450°F 160 4:00
170 4:00 200/4:15 5,2
10% 170 2:45
20% 160 2:40
30% 160 2:30
5% 170 3:00
10% 160 2:45
20% 160 2:30
5% 170 3:00
10% 160 2:40
20% 160 2:30
10% 180 3:00
SS 1% F1a 20% 190 3:00
450°F 160 3:40
а F1 представляет собой OleoFoamTMC и OleoVis™HT, оба из которых представляет компания Weatherford

Способности вспениваться систем вспененных буровых растворов, приведенных в таблице 1 для красного дизеля и SS, вполне сопоставимы и достаточны для применения при бурении с использованием вспененных растворов. Таким образом, SS представляет собой устойчивую и универсальную систему растворителей для использования в качестве базовой жидкости в системе вспененных буровых растворов.

b. Системы суспензий

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к композициям или составам суспензий, приготовленным с использованием SS в качестве базовой системы растворителей, где композиции снижают расслаивание порошкообразных веществ в суспензиях и повышают гидратационные свойства способных гидратироваться порошкообразных веществ, содержащихся в суспензиях. При разработке системы суспензий вновь двумя имеющими значение параметрами оказываются биоразлагаемость и горючесть базовой жидкости. Было установлено, что свойства системы растворителей по настоящему изобретению вполне удовлетворительны и достаточны, чтобы соответствовать обоим указанным требованиям.

ПРИМЕР 2

Готовят два состава суспензий, используя SS и Conosol 145 (базовое масло, коммерчески доступное от компании Calumet Specialty Partners, США), которые готовят отдельно в качестве базой жидкости в соответствии с приведенным в таблице 2 составом.

Таблица 2
Композиция суспензии
Компонент Концентрация (%)
Базовое масло (г) 47,91
Средство, позволяющее применять состав в зимнее время (Arlacel 83) 0,48
Глина (Benton 150) 2,00
Смесь поверхностно-активных веществ (суспендирующее средство) 0,98
Полимер (WGA 15) 48,63
Всего 100,00

Суспензии тестируют, и результаты испытаний собраны в таблице 3.

Таблица 3
Суспензии на основе SS и Conosol 145
Свойство суспензии Суспензия на основе Conosol 145 Суспензия на основе SS
Удельный вес (25°С) 1,048-1,062 1,059
Температура воспламенения (°F) >152 >212
Температура застывания (°F) 0 44
Динамический отстойa 2% <1%
Статический отстойb 1% <1%
Степень гидратообразования (72°F, сП) 42 46
Вязкость суспензии (72°F, сП) 320-520 854c
a 72°F, 72 час
b 105°F, 72 час
c (R1:B1@511/c)

В таблице 3 приведены данные, касающиеся физических свойств суспензий, приготовленных с использованием SS и Conosol 145. Данные таблицы 3 демонстрируют требуемые и улучшенные свойства суспензий на основе SS в сравнении с суспензиями на основе Conosol 145. Приведенные данные показывают, что суспензии на основе SS меньше расслаиваются (<1%) для полимеров WGA 15 (WGA 15 поставляется компанией Weatherford) в суспензии на основе SS по сравнению с суспензиями на основе Conosol 145 (2,0% для полимеров WGA 15 в суспензии на основе Conosol 145). В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения могут быть составлены суспензии с использованием SS по настоящему изобретению, имеющие температуру воспламенения выше чем 212°F. В других вариантах осуществления настоящего изобретения с использованием SS могут быть приготовлены суспензии с большей предельной вязкостью линейного гель-раствора, чем с использованием Conosol 145.

Все приведенные в описании ссылки включены в него в качестве ссылки. Несмотря на то, что настоящее изобретение раскрыто со ссылкой на предпочтительные варианты его осуществления, после прочтения данного описания специалистам станут понятны те изменения и модификации, которые могут быть внесены в изобретение и которые не выходят за объем настоящего изобретения и не противоречат сущности настоящего изобретения, изложенной выше в описании и в приведенной ниже формуле изобретения.

1. Композиция жидкости для разрыва пласта, которая включает базовую жидкость, состоящую из смеси парафинов, олефинов, оксигенатов, и необязательно терпена или смеси терпенов, где базовая жидкость имеет вязкость от 1,6 до 3,3 сСт при 40°C, температуру воспламенения более чем 60°C и температуру застывания менее чем -6°C; и композиция дополнительно включает комплекс добавок к жидкости для разрыва пласта.

2. Композиция по п.1, базовая жидкость которой состоит из смеси парафинов, олефинов, нафтенов и оксигенатов, и необязательно терпена или смеси терпенов, с температурой воспламенения 83-84°C, вязкостью приблизительно 3,3 сСт при 40°C и приблизительно 1,4 сСт при 100°C и температурой застывания в диапазоне от менее чем -6°C до -8°C.

3. Композиция по п.1, где терпен или смесь терпенов получены из цитрусовых растений.

4. Композиция по п.1, где терпен или терпены включают d-лимонены, терпены апельсина, терпены лимона, терпены грейпфрута, апельсиновое масло, лимонное масло, другие терпены цитрусовых, другие масла цитрусовых или их смеси и комбинации.

5. Композиция по п.1, где указанная базовая жидкость состоит из смеси биоразлагаемых парафинов, олефинов, оксигенатов и необязательно терпена или смеси терпенов.

6. Композиция по п.1, где указанная базовая жидкость состоит из HF-1000, и, необязательно, терпена или смеси терпенов.

7. Композиция по п.1, где указанная базовая жидкость состоит из HF-1000, необязательно терпена или смеси терпенов, полученных из цитрусовых растений.

8. Композиция по п.1, в которой композиция жидкости для разрыва пласта содержит от 30 мас.% до 70 мас.% базовой жидкости в расчете на массу композиции жидкости для разрыва пласта.

9. Способ разрыва подземного пласта, включающий: закачивание композиции жидкости для разрыва пласта по п.1 в ствол шахты при давлении, достаточном для разрыва пласта.

10. Способ приготовления композиции жидкости для разрыва пласта для применения в скважинном флюиде, включающий: добавление комплекса добавок к жидкости для разрыва пласта к базовой жидкости, которая представляет собой смесь парафинов, олефинов, оксигенатов, и необязательно терпена или смеси терпенов, где указанная базовая жидкость обладает вязкостью от 1,6 до 3,3 сСт при 40°C, температурой воспламенения более чем 60°C и температурой застывания менее чем -6°C.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности - для увеличения притоков, повышения производительности новых скважин после некачественно проведенной перфорации, для загрязненных в процессе эксплуатации скважин, а также для реанимации старых скважин.

Изобретение относится, в общем, к области бурения стволов скважин через подземные геологические пласты. Более конкретно, изобретение относится к способам и системам для создания гидроразрывов в геологических пластах во время бурения таких пластов.

Изобретение относится к добыче углеводородов из подземного пласта. Способ, включающий: получение очищающей текучей среды, содержащей пероксидобразующее соединение и текучую среду на водной основе; размещение очищающей текучей среды в подземном пласте; удаление загрязнителей, по меньшей мере, с части подземного пласта для формирования очищенного участка пласта; получение консолидирующего агента; размещение консолидирующего агента, по меньшей мере, на части очищенного участка пласта; и обеспечение условий для прилипания консолидирующего агента, по меньшей мере, к некоторому количеству неконсолидированных частиц на очищенном участке пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением газа и/или водогазовой смеси. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет снижения финансовых и материальных затрат, увеличения охвата нефтяной залежи и извлечения нефти.

Изобретение применимо в нефтегазовой отрасли и относится к размещению жидкостей в подземных пластах нефтяных и газовых скважин, в т.ч. при гидроразрыве пласта.
(57) Изобретение относится к области разработки нефтяных и газовых месторождений с применением гидравлического разрыва пласта. Способ включает разработку нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта, причем на первом этапе разработки нефтегазовой залежи гидравлический разрыв пласта проводят во всех добывающих скважинах.

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к способу и устройству для проведения гидроразрыва пластов. Устройство подачи текучей среды имеет датчик, обнаруживающий пробки (дротики, шары, и т.д.), проходящие через инструмент.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей, черной промышленности: нефтяные, газовые, водозаборные, нагнетательные скважины, а также к области взрывного дела, и предназначено для комплектования пороховых генераторов давления, в первую очередь бескорпусных, предназначенных осуществлять разрыв и термогазохимическую обработку призабойной зоны пласта газообразными продуктами горения с целью интенсификации добычи полезных ископаемых.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважин. Способ включает проведение перфорации сверлящим или фрезерным методом, проведение гидроразрыва через образованные перфорационные отверстия и освоение скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам для интенсификации работы скважин. Устройство для термогазогидродинамического разрыва продуктивного пласта нефтегазовых скважин содержит геофизический кабель с кабельной головкой и состоит из блока дистанционного контроля с гамма-датчиком, приборной головки, переводника, корпуса для размещения газогенерирующего заряда и автономного регистрационного блока.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к твердым ингибиторам для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений - АСПО, в скважинах с большим газовым фактором и обводненных, подверженных интенсивному АСПО, и в трубопроводах.
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - получение реагента со значительно более высокой гелеобразующей способностью в сочетании с меньшей вязкостью, устойчивость фазового состояния реагента.
Изобретение относится к области защиты окружающей среды в железорудной, угольной, строительной, энергетической отраслях промышленности, а также при строительстве и эксплуатации автомобильных дорог, может быть использовано для закрепления эрозионно опасных пылящих поверхностей полиминерального состава в хвостохранилищах, золоотвалах, на отвалах горных пород, а также на радиоактивно загрязненных территориях и обочинах автомобильных дорог.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи.
Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата. Технический результат - обеспечение эффективного удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, в продукции которых содержится высокоминерализованная пластовая вода за счет высокой степени пенообразования.
Изобретение относится к композициям и способам, которые можно использовать для повышения нефтеотдачи. Предложена композиция, включающая сшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм и содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов, причем расширяемые полимерные микрочастицы имеют структуру блоксополимера, включающего по меньшей мере два различных мономера различного химического строения.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам на углеводородной основе, предназначенным для проходки интервалов неустойчивых, глинистых пород, интервалов многолетних мерзлотных пород, продуктивных пластов и бурения горизонтальных участков скважин.
Изобретение относится к технологиям бурения скважин в нефте- и газодобывающей промышленности, в геологоразведке полезных ископаемых. Технический результат - регулирование реологических характеристик и фильтруемости бурового раствора с учетом характеристик разбуриваемых пород.
Изобретение относится к сополимеру на основе содержащего сульфокислоту соединения. Сополимер включает в качестве мономерных компонентов a) по меньшей мере одно соединение, содержащее сульфокислотную группу, b) по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, включающей N-винил-капролактам, N,N-диметилакриламид, N,N-диэтилакриламид, изопропилакриламид, N-винилпирролидон, N-винилацетамид, N-винилформамид, N-метил-N-винилацетамид, N-алкилакрилат и N-алкилметакрилат, и c) минимум один по меньшей мере бифункциональный виниловый эфир, выбранный из ряда: дивиниловый эфир триэтиленгликоля, дивиниловый эфир диэтиленгликоля или дивиниловый эфир бутандиола.

Изобретение относится к буровой трубе, способу ее сооружения, покрытию для нанесения на буровую трубу и способу сооружения защищенной таким покрытием буровой трубы.

Изобретение относится к тампонажным составам для цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Технический результат - повышение изолирующей способности тампонажного раствора на основе расширяющегося тампонажного состава за счет его расширения при твердении в камень и одновременного снижения контракции. Расширяющийся тампонажный состав включает тампонажный цемент, тонкодисперсную неорганическую добавку, гидроксиэтилцеллюлозу, хлористый натрий или хлористый калий и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч: тампонажный цемент 75,0-85,0, тонкодисперсная неорганическая добавка 15,0-25,0, гидроксиэтил-целлюлоза 0,3-0,6, указанная солевая добавка 5,0-10,0, вода 45,0-55,0. В качестве тонкодисперсной неорганической добавки расширяющийся тампонажный состав содержит мел природный технический дисперсный, или кварц молотый пылевидный, или заполнитель кремнеземистый тонкомолотый. В качестве гидроксиэтилцеллюлозы расширяющийся тампонажный состав содержит неионогенные марки типа Натросол 250 GXR, или Натросол 250 MX, или Натросол 250 EXR. 2 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл.
Наверх