Способ использования вязкоупругих поверхностно-активных веществ



Способ использования вязкоупругих поверхностно-активных веществ
Способ использования вязкоупругих поверхностно-активных веществ
Способ использования вязкоупругих поверхностно-активных веществ
Способ использования вязкоупругих поверхностно-активных веществ
Способ использования вязкоупругих поверхностно-активных веществ
Способ использования вязкоупругих поверхностно-активных веществ
Способ использования вязкоупругих поверхностно-активных веществ
Способ использования вязкоупругих поверхностно-активных веществ
Способ использования вязкоупругих поверхностно-активных веществ
Способ использования вязкоупругих поверхностно-активных веществ
Способ использования вязкоупругих поверхностно-активных веществ
Способ использования вязкоупругих поверхностно-активных веществ
Способ использования вязкоупругих поверхностно-активных веществ

 


Владельцы патента RU 2507232:

ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)

Изобретение относится к рабочим жидкостям для подземного ремонта буровой скважины. Способ ремонта буровой скважины включает размещение обслуживающего скважинного флюида, содержащего пакет поверхностно-активных веществ (ПАВ), включающий катионное ПАВ и анионное ПАВ в скважине. При этом пакет ПАВ при введении в контакт с водным раствором при температуре от примерно 10°С до примерно 200°С образует загущенную композицию по существу в отсутствие гидротропов. Причем существенное отсутствие подразумевает наличие менее чем приблизительно 0,1 мас.% гидротропа, в расчете на общую массу пакета поверхностно-активных веществ в скважине. Техническим результатом является повышение эффективности герметизации зоны потери циркуляции бурового раствора. 22 з.п. ф-лы, 13 ил., 2 табл.

 

Область техники

Настоящее описание изобретения в общем случае относится к рабочим жидкостям для подземного ремонта буровой скважины. Говоря более конкретно, данное описание изобретения относится к вязкоупругим поверхностно-активным веществам и способам их получения и использования.

Уровень техники

Природные ресурсы, такие как газ, нефть и вода, находящиеся в подземном пласте или зоне, обычно извлекают в результате бурения буровой скважины до подземного пласта при одновременной циркуляции буровой рабочей жидкости в буровой скважине. Во время бурения буровой скважины, буровая рабочая жидкость может циркулировать, поступая вниз через внутреннее пространство бурильной колонны, через буровую головку и выходя на поверхность через кольцевое пространство между стенками буровой скважины и бурильной колонны. Бурильная колонна может представлять собой буровую трубу, обсадную колонну или любой другой подходящий канал. Помимо прочего, циркулирующая буровая рабочая жидкость смазывает буровую головку, переносит буровой шлам на поверхность и компенсирует пластовое давление, оказывающее воздействие на буровую скважину. Одна проблема, связанная с бурением буровой скважины, может заключаться в нежелательной потере больших количеств буровой рабочей жидкости с уходом в подземный пласт. Данная проблема может быть названа «потерей циркуляции», и секции пласта, в которых теряется буровая рабочая жидкость, называются «зонами потери циркуляции». В дополнение к буровым рабочим жидкостям, проблемы потери циркуляции также могут встречаться и для других рабочих жидкостей, например, разделительных рабочих жидкостей, рабочих жидкостей для заканчивания буровой скважины (например, рассолов) и рабочих жидкостей для капитального ремонта буровой скважины, которые могут циркулировать в буровой скважине. В настоящем документе разделительной рабочей жидкостью называют любую жидкость, использующуюся для физического отделения одной жидкости специального назначения от другой; рабочей жидкостью для заканчивания буровой скважины называют свободную от твердого вещества жидкость, использующуюся для облегчения проведения конечных операций до инициирования добычи; и рабочей жидкостью для капитального ремонта буровой скважины называют рабочую жидкость для регулирования работы скважины, которую используют во время проведения обслуживающих или восстановительных обработок скважины по добыче углеводородов. За потерю циркуляции может быть ответственным широкий ассортимент факторов. Например, подземный пласт, в который проникает буровая скважина, может оказаться высокопроницаемым или может включать в себя трещины или каверны. Кроме того, пласт может быть разрушен под действием гидростатического давления, приложенного к рабочей жидкости, что, тем самым, делает возможной потерю рабочей жидкости с уходом в пласт. Например, трещины в подземном пласте могут быть созданы или увеличены вследствие гидростатического давления буровой рабочей жидкости, что в результате приведет к потере буровой рабочей жидкости с уходом в данные трещины.

Было разработано несколько способов борьбы с потерей циркуляции. Один способ, обычно использующийся для борьбы с потерей циркуляции, включает размещение материалов для борьбы с потерей циркуляции в зоне потери циркуляции. Данные материалы для борьбы с потерей циркуляции могут быть размещены в пласте, например, в качестве высоковязкого тампона в попытке борьбы с потерей и/или предотвращения потери циркуляции. Обычному высоковязкому тампону может быть свойственен широкий ассортимент недостатков, таких как большое количество материалов, необходимых для получения желательных свойств (например, вязкостей и тому подобного), и трудности, связанные с удалением компонентов материалов тампона сразу после заканчивания обработки. Таким образом, было бы желательно разработать улучшенные композиции для борьбы с потерей циркуляции.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ

В настоящем документе описывается способ подземного ремонта буровой скважины, включающий размещение внутри скважины композиции, содержащей пакет поверхностно-активных веществ, включающий катионное поверхностно-активное вещество и анионное поверхностно-активное вещество, где пакет поверхностно-активных веществ при введении в контакт с водным раствором образует загущенную композицию в присутствии менее, чем приблизительно 30% масс. гидротропа.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Для более полного понимания настоящего описания изобретения и его преимуществ теперь делается ссылка на следующее далее краткое описание изобретения, взятое в сочетании с прилагаемыми чертежами и подробным описанием изобретения:

Фиг.1 и 2 представляют собой графики зависимости вязкости от скорости сдвига для образцов из примера 1.

Фиг.3 представляет собой график зависимости вязкости от процентного содержания поверхностно-активного вещества для образцов из примера 2.

Фиг.4-5 представляют собой графики зависимостей комплексной вязкости, модуля накопления и модуля потерь от частоты для образцов из примера 3.

Фиг.6-7 представляет собой график зависимости вязкости при нулевом сдвиге от температуры для образцов из примера 4.

Фиг.8 представляет собой график зависимости вязкости при нулевом сдвиге от температуры для образцов из примера 5.

Фиг.9 представляет собой график зависимостей комплексной вязкости, модуля накопления и модуля потерь от частоты для образцов из примера 6.

Фиг.10 представляет собой график зависимости вязкостного и сдвигового напряжения от скорости сдвига для образцов из примера 6.

Фиг.11 представляет собой график зависимости вязкости от процентного содержания катионного поверхностно-активного вещества для образцов из примера 6.

Фиг.12 представляет собой график зависимости вязкости при нулевом сдвиге от массового процентного содержания SDBS для образцов из примера 7.

Фиг.13 представляет собой график зависимости вязкостного и сдвигового напряжения от скорости сдвига для образцов из примера 8.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Вначале необходимо понимать то, что несмотря на приведенные ниже иллюстрации реализации одного или нескольких вариантов осуществления, описывающиеся системы и/или способы могут быть реализованы при использовании любого количества методик, будь то известных в настоящее время или существующих. Описание изобретения никоим образом не должно быть ограничено иллюстрациями реализации, чертежами и методиками, проиллюстрированными ниже, включающими примеры проектов и реализаций, проиллюстрированные и описывающиеся в настоящем документе, но может быть модифицировано в объеме прилагаемой формулы изобретения вместе с полным объемом ее эквивалентов.

В настоящем документе описываются композиции (например, композиции для подземного ремонта буровой скважины), содержащие, по меньшей мере, одно катионное поверхностно-активное вещество и, по меньшей мере, одно анионное поверхностно-активное вещество. Такие композиции называются содержащими пакет катионных и анионных поверхностно-активных веществ (ПКАПАВ). В одном варианте осуществления пакет ПКАПАВ может вступать в реакцию с одним или несколькими компонентами рабочей жидкости для подземного ремонта буровой скважины с образованием загущенной композиции, здесь и далее в настоящем документе обозначаемой как ЗК-ПКАПАВ. Композиция ЗК-ПКАПАВ, относящаяся к типу, описывающемуся в настоящем документе, может оказаться подходящей для использования в различных операциях по подземному ремонту буровой скважины. Например, композиция ЗК-ПКАПАВ может оказаться подходящей для использования при обработке буровых скважин, претерпевающих потерю циркуляции. Компоненты ПКАПАВ и ЗК-ПКАПАВ, а также способы их получения и использования будут более подробно описываться ниже в настоящем документе.

В одном варианте осуществления пакет ПКАПАВ включает катионное поверхностно-активное вещество. Поверхностно-активные вещества в общем случае представляют собой смачивающие добавки, которые уменьшают поверхностное натяжение жидкости, в которой их растворяют, что делает возможными более легкое распределение и уменьшение межфазного поверхностного натяжения между двумя жидкостями. Каждое поверхностно-активное вещество имеет гидрофильную головку, которая притягивается к молекулам воды, и гидрофобный хвост, который отталкивает воду и прикрепляется к гидрофобным материалам, таким как масло и жир. В настоящем документе катионное поверхностно-активное вещество имеет положительно заряженную головку и гидрофобный хвост, включающий углеродную цепь. Катионное поверхностно-активное вещество, подходящее для использования в данном описании изобретения, может включать углеродную цепь, имеющую длину в диапазоне от приблизительно 8 до приблизительно 24, в альтернативном варианте от приблизительно 8 до приблизительно 18, в альтернативном варианте от приблизительно 12 до приблизительно 22, в альтернативном варианте от приблизительно 16 до приблизительно 24. Примеры катионных поверхностно-активных веществ, подходящих для использования в данном описании изобретения, включают без ограничения четвертичные аммониевые соли, этоксилированные четвертичные аммониевые соли, оксиды аминов или их комбинацию. В одном варианте осуществления катионное поверхностно-активное вещество включает хлорид стеарилтриметиламмония, тозилат цетилтриметиламмония, хлорид цетилтриметиламмония, бромид цетилтриметиламмония, хлорид миристилтриметиламмония, бромид миристилтриметиламмония, хлорид додецилтриметиламмония, бромид додецилтриметиламмония, хлорид децилтриметиламмония, бромид децилтриметиламмония, хлорид октилтриметиламмония, хлорид эруцил-бис(гидроксиэтил)метиламмония, хлорид эруцилтриметиламмония или их комбинацию. В одном варианте осуществления катионное поверхностно-активное вещество может присутствовать в пакете ПКАПАВ в количестве в диапазоне от приблизительно 0,01% масс. в расчете на совокупную массу пакета ПКАПАВ до приблизительно 99,99% масс., в альтернативном варианте от приблизительно 0,1% масс. до приблизительно 99,9% масс., в альтернативном варианте от приблизительно 1% масс. до приблизительно 99% масс.

В одном варианте осуществления пакет ПКАПАВ содержит анионное поверхностно-активное вещество. В настоящем документе анионное поверхностно-активное вещество имеет отрицательно заряженную головку и гидрофобный хвост, включающий углеродную цепь. Анионное поверхностно-активное вещество, подходящее для использования в данном описании изобретения, может включать углеродную цепь, имеющую длину в диапазоне от приблизительно 8 до приблизительно 24, в альтернативном варианте от приблизительно 8 до приблизительно 18, в альтернативном варианте осуществления от приблизительно 12 до приблизительно 22, в альтернативном варианте от приблизительно 18 до приблизительно 24. Примеры анионных поверхностно-активных веществ, подходящих для использования в данном описании изобретения, включают без ограничения соли, образованные из щелочных металлов и кислот, соли, образованные из щелочных металлов и жирных кислот, щелочные соли кислот, натриевые соли кислоты, натриевые соли жирной кислоты, алкилсульфаты, алкилэтоксилат, сульфаты, сульфонаты, мыла или их комбинацию. В одном варианте осуществления анионное поверхностно-активное вещество включает олеинат натрия, стеарат натрия, додецилбензолсульфонат натрия, миристат натрия, лауринат натрия, деканоат натрия, каприлат натрия, цетилсульфат натрия, миристилсульфат натрия, лаурилсульфат натрия, децилсульфат натрия, октилсульфат натрия или их комбинацию.

В одном варианте осуществления анионное поверхностно-активное вещество может присутствовать в пакете ПКАПАВ в количестве в диапазоне от приблизительно 0,01% масс. в расчете на совокупную массу пакета ПКАПАВ до приблизительно 99,99% масс., в альтернативном варианте от приблизительно 0,1% масс. до приблизительно 99,99% масс., в альтернативном варианте от приблизительно 1% масс. до приблизительно 99% масс.

В одном варианте осуществления количество катионного поверхностно-активного вещества, присутствующего в пакете ПКАПАВ, является большим, чем количество анионного поверхностно-активного вещества, и такую композицию называют катионно-обогащенным пакетом ПКАПАВ. В альтернативном варианте, количество анионного поверхностно-активного вещества, присутствующего в пакете ПКАПАВ, является большим, чем количество катионного поверхностно-активного вещества, и такую композицию называют анионно-обогащенным пакетом ПКАПАВ.

В одном варианте осуществления количественное соотношение катионное поверхностно-активное вещество:анионное поверхностно-активное вещество (СКА) может быть выбрано специалистом в соответствующей области техники, воспользовавшимся преимуществами от ознакомления с данным описанием изобретения в целях ослабления нежелательных эффектов, обычно встречающихся при введении пакета поверхностно-активных веществ в контакте с другими материалами. Например, значение СКА может быть выбрано в целях уменьшения или исключения фазового разделения при введении пакета ПКАПАВ в контакт с водным раствором. Кроме того, значение СКА может быть выбрано в целях уменьшения или исключения осаждения одного или обоих компонентов пакета ПКАПАВ при введении в контакт с водным раствором. Например, значение СКА может быть выбрано в диапазоне от приблизительно 1:100 до приблизительно 100:1; в альтернативном варианте от приблизительно 90:1 до приблизительно 1:90; в альтернативном варианте от приблизительно 80:1 до приблизительно 1:80; в альтернативном варианте от приблизительно 70:1 до приблизительно 1:70; в альтернативном варианте от приблизительно 60:1 до приблизительно 1:60; в альтернативном варианте от приблизительно 1:50 до приблизительно 50:1; в альтернативном варианте от приблизительно 40:1 до приблизительно 1:40; в альтернативном варианте от приблизительно 30:1 до приблизительно 1:30; в альтернативном варианте от приблизительно 20:1 до приблизительно 1:20; в альтернативном варианте от приблизительно 10:1 до приблизительно 1:10; в альтернативном варианте от приблизительно 1:9 до приблизительно 9:1.

В одном варианте осуществления пакет ПКАПАВ (например, катионно-обогащенный пакет ПКАПАВ, анионно-обогащенный пакет ПКАПАВ) могут быть ведены в контакт с водным раствором для получения композиции ЗК-ПКАПАВ. Водный раствор может содержать пресную воду или соленую воду, например, ненасыщенный водный раствор соли или насыщенный водный раствор соли, такой как рассол или морская вода. Водный раствор и пакет ПКАПАВ могут быть введены в контакт по любому способу, известному специалисту в соответствующей области техники, воспользовавшемуся преимуществами от ознакомления с данным описанием изобретения. В одном варианте осуществления водный раствор включает рассол. Рассол может представлять собой любой подходящий насыщенный или почти насыщенный раствор соленой воды. Например, рассол может представлять собой любой подходящий насыщенный или почти насыщенный раствор соли, содержащий воду и более, чем приблизительно 90, 95, 99 или 99,9% масс. соли. Не ограничивающие примеры рассолов, подходящих для использования в данном описании изобретения, включают растворы хлорида аммония, хлорида калия, хлорида натрия, бромида цинка, хлорида кальция, бромида кальция, бромида натрия, формиата калия, формиата натрия, формиата цезия или их комбинации. В одном варианте осуществления пакет ПКАПАВ может быть введен в контакт с водным раствором в количестве в диапазоне от приблизительно 0,01 г до приблизительно 20 г пакета ПКАПАВ в расчете на 80 г водного раствора, в альтернативном варианте от приблизительно 0,1 г до приблизительно 15 г пакета ПКАПАВ в расчете на 80 г водного раствора, в альтернативном варианте от приблизительно 1 г до приблизительно 10 г пакета ПКАПАВ в расчете на 80 г водного раствора.

Композиция ЗК-ПКАПАВ, описывающаяся в настоящем документе, может обнаруживать вязкоупругое поведение. Вязкоупругие материалы демонстрируют как вязкие, так и упругие характеристики, будучи подвергнутыми деформированию. В одном варианте осуществления вязкоупругость композиции ЗК-ПКАПАВ может быть отрегулирована для удовлетворения потребностей, желательных для пользователя или способа, в результате регулирования значения СКА или совокупной концентрации поверхностно-активного вещества. Возможность регулирования или настраивания вязкоупругости композиции ЗК-ПКАПАВ может позволить пользователю выбрать надлежащую композицию ЗК-ПКАПАВ исходя из потребностей буровой скважины и ее технологических требований. Например, значение СКА может быть оптимизировано для получения композиции ЗК-ПКАПАВ, демонстрирующей вязкость, подходящую для использования в зонах потери циркуляции при увеличенной глубине или повышенной температуре.

В одном варианте осуществления композиция ЗК-ПКАПАВ может демонстрировать вязкость в диапазоне от приблизительно 0,001 Па*с до приблизительно 100000 Па*с, в альтернативном варианте от приблизительно 1 Па*с до приблизительно 100000 Па*с, в альтернативном варианте от приблизительно 100 Па*с до приблизительно 100000 Па*с в температурном диапазоне от приблизительно 10°С до приблизительно 200°С, в альтернативном варианте от приблизительно 25°С до приблизительно 200°С, в альтернативном варианте от приблизительно 50°С до приблизительно 200°С. Вязкость представляет собой меру сопротивления рабочей жидкости, которую деформируют под действием сдвигового напряжения. Другими словами, это сопротивление жидкости течению. Определение свойств, описывающихся в настоящем документе, может быть сделано при использовании подходящей методологии, известной специалисту в соответствующей области техники. Например, модуль накопления, модуль потерь и вязкость могут быть определены в результате приложения к композиции ЗК-ПКАПАВ постоянной скорости сдвига и считывания показаний по сдвиговому напряжению при использовании чашки с узким зазором в геометрии с балансиром, как это описывается в публикации Rheology: Principles, Measurements and Applications, by C. W. Macosko, Wiley-VCH, New York (1994), которая во всей своей полноте посредством ссылки включается в настоящий документ.

В одном варианте осуществления композиция ЗК-ПКАПАВ может демонстрировать вязкость при нулевом сдвиге в диапазоне от приблизительно 0,001 Па*с до приблизительно 100000 Па*с, в альтернативном варианте от приблизительно 1 Па*с до приблизительно 100000 Па*с, в альтернативном варианте от приблизительно 100 Па*с до приблизительно 100000 Па*с в температурном диапазоне от приблизительно 10°С до приблизительно 200°С, в альтернативном варианте от приблизительно 25°С до приблизительно 200°С, в альтернативном варианте от приблизительно 50°С до приблизительно 200°С. Вязкость при нулевом сдвиге обозначает вязкость на пределе низкой скорости сдвига. Вязкостью при нулевом сдвиге является вязкость, которую продукт в конечном счете достигнет при нахождении в состоянии покоя и при отсутствии возмущений. Вязкость при нулевом сдвиге определяли так, как это описывалось прежде в настоящем документе, при том исключении, что данные экстраполировали к «нулевому» сдвигу, и при данном сдвиге считывали показания вязкости.

В одном варианте осуществления композиция ЗК-ПКАПАВ демонстрирует комплексную вязкость в диапазоне от приблизительно 10 Па*с до приблизительно 100000 Па*с, в альтернативном варианте от приблизительно 100 Па*с до приблизительно 100000 Па*с, в альтернативном варианте от приблизительно 1000 Па*с до приблизительно 100000 Па*с в диапазоне частот от приблизительно 0,00001 Гц до приблизительно 1000 Гц, в альтернативном варианте от приблизительно 0,01 Гц до приблизительно 1000 Гц, в альтернативном варианте от приблизительно 1 Гц до приблизительно 1000 Гц. Комплексная вязкость обозначает зависящую от частоты функцию вязкости, определенную во время вынужденных гармонических колебаний сдвигового напряжения. Она относится к комплексному модулю упругости при сдвиге и представляет угол между вязкостным напряжением и сдвиговым напряжением. Функция комплексной вязкости равна разности между динамической вязкостью и вязкостью, сдвинутой по фазе, или мнимой частью комплексной вязкости:

η*(iω)=η'(ω)-iη''(ω),

где

η*=комплексная вязкость,

η'=динамическая вязкость,

η''=вязкость, сдвинутая по фазе.

Комплексную вязкость определяли так, как это описывалось прежде в настоящем документе, при том исключении, что частоту выдерживали постоянной.

Модуль накопления у вязкоупругих материалов измеряет аккумулированную энергию и представляет упругую часть материала. Модуль потерь относится к энергии, рассеянной в виде тепла, и представляет вязкостную часть, отнесенную к количеству энергии, потерянной вследствие вязкого течения. В одном варианте осуществления композиция ЗК-ПКАПАВ характеризуется модулем накопления в диапазоне от приблизительно 0,001 Па до приблизительно 1000 Па, в альтернативном варианте от приблизительно 0,1 Па до приблизительно 1000 Па, в альтернативном варианте от приблизительно 1 Па до приблизительно 1000 Па в диапазоне частот от приблизительно 0,00001 Гц до приблизительно 1000 Гц, в альтернативном варианте от приблизительно 0,01 Гц до приблизительно 1000 Гц, в альтернативном варианте от приблизительно 1 Гц до приблизительно 1000 Гц. В еще одном варианте осуществления композиция ЗК-ПКАПАВ характеризуется модулем потерь в диапазоне от приблизительно 0,001 Па до приблизительно 1000 Па, в альтернативном варианте от приблизительно 0,1 Па до приблизительно 1000 Па, в альтернативном варианте от приблизительно 1 Па до приблизительно 1000 Па в диапазоне частот от приблизительно 0,00001 Гц до приблизительно 1000 Гц, в альтернативном варианте от приблизительно 0,01 Гц до приблизительно 1000 Гц, в альтернативном варианте от приблизительно 1 Гц до приблизительно 1000 Гц. Модуль накопления и модуль потерь определяли так, как это описывалось прежде в настоящем документе.

В одном варианте осуществления композиция ЗК-ПКАПАВ свободна от твердого вещества. В настоящем документе свобода от твердого вещества обозначает количество твердого вещества, равное или меньшее приблизительно 3% масс., в альтернативном варианте равное или меньше приблизительно 2% масс., в альтернативном варианте равное или меньшее приблизительно 1% масс., в расчете на совокупную массу пакета ПКАПАВ. Примеры твердых веществ включают без ограничения частицы, пески, пластовые материалы или их комбинацию.

В одном варианте осуществления композиция ЗК-ПКАПАВ может выдерживать воздействие высоких градиентов давления. Высокая вязкоупругость, генерированная пакетом ПКАПАВ, позволяет рабочей жидкости выдерживать воздействие высоких градиентов давления.

В одном варианте осуществления пакеты ПКАПАВ, относящиеся к типу, описывающемуся в настоящем документе, могут быть введены в рабочую жидкость для подземного ремонта буровой скважины или в буровую скважину и могут реализовать свою предполагаемую функцию по существу в отсутствие гидротропа и/или избыточной соли (например, пакет ПКАПАВ свободен, по существу свободен от гидротропа и/или избыточной соли или не содержит их существенного количества). Как гидротропы, так и избыточную соль используют для стабилизации роста мицелл. В настоящем документе гидротроп обозначает соединение, которое солюбилизирует гидрофобные соединения в водных растворах. Обычно гидротропы состоят из гидрофильной части и гидрофобной части (подобно поверхностно-активным веществам), но гидрофобная часть в общем случае является чрезмерно малой для стимулирования самопроизвольного самоагрегирования. Примеры гидротропов включают в порядке иллюстрации и без ограничения п-толуолсульфонат натрия, ксилолсульфонат натрия, салицилат натрия, алкиловые спирты или их комбинацию. В альтернативных вариантах осуществления пакеты ПКАПАВ вводят в рабочую жидкость для подземного ремонта буровой скважины или в буровую скважину, и они реализуют свою предполагаемую функцию в присутствии гидротропа. В одном варианте осуществления пакет ПКАПАВ содержит один или несколько гидротропов в количестве, меньшем или равном приблизительно 30, 20, 10, 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1, 0,1, 0,01 или 0,001% масс. в расчете на совокупную массу пакета ПКАПАВ. В одном варианте осуществления пакет ПКАПАВ содержит количество соли, равное или меньшее количества насыщения. В одном варианте осуществления пакет ПКАПАВ содержит избыточное количество соли, равное или меньшее приблизительно 1,0, 0,1, 0,01, 0,001 или 0,0001% масс., в сопоставлении с количеством насыщения (то есть, ≤1,0, 0,1, 0,001 или 0,0001% масс. избыточной соли).

Как можно сказать без желания ограничивать себя теорией, настраиваемая вязкогупругость композиции ЗК-ПКАПАВ, описывающейся в настоящем документе, может быть приписана механизму роста мицелл в данных композициях. Один механизм образования и роста мицелл может включать электростатические взаимодействия между катионным поверхностно-активным веществом и анионным поверхностно-активным веществом (например, в пакете ПКАПАВ). При данном механизме пакет ПКАПАВ взаимодействует с образованием псевдо-цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества с двойными концевыми цепями, которое самоорганизуется с образованием двойного слоя поверхностно-активного вещества в форме ламеллярных листов везикул или червеобразных мицелл. Присутствие соли (например, гидротропа) может облегчить рост мицелл или создание мультиламеллярных везикул вследствие взаимодействия между катионным и анионным поверхностно-активными веществами, катионным/анионным поверхностно-активным веществом и гидротропом и катионным/анионным поверхностно-активным веществом и неорганической солью.

В дополнение к этому, на получающиеся в результате мицеллы может оказывать воздействие длина цепи катионного и анионного поверхностно-активного вещества. В случае подобия длины цепи у катионного и анионного поверхностно-активных веществ будет наблюдаться уширенное фазовое пространство, где агрегаты с двойным слоем будут стабильными. Однако в случае наличия разницы длин цепей фазовое пространство двойного слоя будет меньшим, что, таким образом, будет стабилизировать мицеллы в более широком концентрационном диапазоне. Для генерирования разницы длин цепей между катионными и анионными поверхностно-активными веществами количество катионного поверхностно-активного вещества может быть намного большим в сопоставлении с тем, что имеет место для анионного поверхностно-активного вещества, и наоборот. Кроме того, фаза мицелл будет стабильной даже при эквимолярных количествах катионных и анионных поверхностно-активных веществ, когда разница длин цепей между катионными и анионными поверхностно-активными веществами будет достаточно большой. Однако фаза мицелл не будет стабильной в случае подобия длин цепей у катионных и анионных поверхностно-активных веществ.

Второй предложенный механизм включает фазовый переход для пакета ПКАПАВ от маловязкой фазы везикул (например, близкой к фазе воды при 1% об. сфер) до более высоковязкой вязкоупругой фазы в результате увеличения температуры. В настоящем документе более высоковязкая вязкоупругая фаза относится к величине, большей, чем у фазы везикул, одновременно при той же самой совокупной концентрации поверхностно-активного вещества. При данном механизме фазу двойного слоя моноламеллярных везикул создают в результате перемешивания катионного поверхностно-активного вещества и анионного поверхностно-активного вещества. В противоположность первому механизму, при котором разница длины углеродных цепей способствует образованию мицелл, количество катионного поверхностно-активного вещества может быть подобным количеству анионного поверхностно-активного вещества в фазе везикул, например, при значении СКА 1:1. По мере увеличения температуры скорость обмена поверхностно-активным веществом между везикулой и водой будет увеличиваться. Увеличение происходит быстрее для более короткоцепного поверхностно-активного вещества, чем для более длинноцепного поверхностно-активного вещества, что приводит к получению меньшей концентрации (например, согласно определению по методу ядерного магнитного резонанса) одного поверхностно-активного вещества в двойном слое, таким образом, возможно промотируя рост мицелл.

Третий предложенный механизм включает развитие самопроизвольной кривизны в результате перемешивания поверхностно-активных веществ и создания ламеллярной фазы, свободной от дефектов, при наличии гелеобразных качеств в соответствии с визуализацией при использовании стандартных методик получения изображений. При данном механизме гель-катионное поверхностно-активное вещество/анионное поверхностно-активное вещество образован ламеллярной дефектной фазой. При высокой концентрации поверхностно-активного вещества с двойными концевыми цепями (например, при низком уровне содержания воды, равном или большем приблизительно 50% масс. поверхностно-активного вещества) зачастую образуется фаза ламеллярного листа (Lalpha). По мере увеличения уровня содержания воды до количества в диапазоне от приблизительно 60% масс. до приблизительно 80% масс. межслойный интервал двойного слоя в общем случае набухает до определенного межслойного интервала, который выталкивает любое избыточное количество воды, которое добавляют. Данный межслойный интервал может быть определен при использовании любой подходящей методики, такой как методика малоуглового рассеяния рентгеновского излучения. В случае двойных слоев катионное поверхностно-активное вещество/анионное поверхностно-активное вещество («псевдо» - поверхностно-активных веществ с двойными концевыми цепями) существует самопроизвольная кривизна, которая по мере добавления большего количества воды приводит к образованию дефектных участков мультиламеллярных везикул (МЛВ), существующих совместно с фазой ламеллярного листа. Образование дефектных участков МЛВ в фазе ламеллярного листа дополнительно приводит к переплетению ламеллярных листов с дефектными участками МЛВ, что, тем самым, создает высоковязкоупругий гель, демонстрирующий вязкость, большую, чем 1000 сантипуазов.

В одном варианте осуществления композиция ЗК-ПКАПАВ, относящаяся к типу, описывающемуся в настоящем документе, может быть использована для борьбы с потерей циркуляции в подземном пласте. Необходимо понимать то, что «подземный пласт» включает как участки ниже обнаженной поверхности земли, так и участки ниже земли, покрытой водой, такой как океанская или пресная вода. В способе бурения скважины зачастую встречаются зоны низкого градиента гидравлического разрыва пласта, зоны трещиноватости и тому подобное, и потеря всей буровой рабочей жидкости в пласт становится проблемой. Потери буровой рабочей жидкости могут воспрепятствовать проведению бурения скважины, увеличить затраты на бурение скважины, предотвратить проведение бурения скважины до целевой глубины и/или вызвать совокупную потерю в пробуренной необсаженной секции ствола скважины. В таком варианте осуществления пакет ПКАПАВ может быть введен в бурильную колонну, закачан во время бурения в зону потери циркуляции, такую как пустоты, кавернозные зоны и природные или искусственно образованные трещины. После этого пакет ПКАПАВ может быть введен в контакт с рабочей жидкостью в зоне потери циркуляции для получения композиции ЗК-ПКАПАВ, которая по существу запечатывает зону потери циркуляции при незначительном или нулевом прерывании операций бурения и уменьшении потери буровой рабочей жидкости в зону потери циркуляции.

В еще одном варианте осуществления пакет ПКАПАВ может быть закачан в зону потери циркуляции, рабочая жидкость для подземного ремонта буровой скважины может быть введена из буровой скважины в зону потери циркуляции, где пакет ПКАПАВ вступает в контакт с рабочей жидкостью для подземного ремонта буровой скважины и образует композицию ЗК-ПКАПАВ, которая по существу запечатывает зону потери циркуляции. В соответствии с использованием в настоящем документе, «рабочая жидкость для подземного ремонта буровой скважины» относится к рабочей жидкости, использующейся для бурения, заканчивания, капитального ремонта, гидравлического разрыва пласта, ремонта или любого другого способа подготовки буровой скважины для извлечения материалов, находящихся в подземном пласте, в который проникает буровая скважина. Примеры рабочих жидкостей для подземного ремонта буровой скважины включают нижеследующее, но не ограничиваются только этим: цементные растворы, буровые рабочие жидкости или глинистые растворы, разделительные рабочие жидкости, рабочие жидкости для гидравлического разрыва пласта, рабочие жидкости для получения гравийной набивки или рабочие жидкости для заканчивания буровой скважины, все из которых хорошо известны на современном уровне техники. Способы введения композиций в буровую скважину для запечатывания подземных зон описываются в патентах США №№5913364; 6167967 и 6258757, каждый из которых во всей своей полноте посредством ссылки включается в настоящий документ.

Композиция ЗК-ПКАПАВ может образовывать внутри зоны потери циркуляции нетекучую цельную массу высокой вязкости, которая закупоривает зону и предотвращает потерю закачанной впоследствии рабочей жидкости. В одном варианте осуществления значение СКА регулируют таким образом, чтобы получить высоковязкую композицию ЗК-ПКАПАВ, которая закупоривает зону при повышенных температурах, таких как те, которые встречаются при увеличенных глубинах в буровой скважине.

В еще одном варианте осуществления композиции ЗК-ПКАПАВ образуют высоковязкий тампон при использовании в рассолах для заканчивания буровой скважины. Композиции ЗК-ПКАПАВ, описывающиеся в настоящем документе, могут образовать свободный от твердого вещества тампон после перфорации и/или рабочую жидкость для снижения поглощения после образования гравийной набивки, которые являются подходящими для использования при подземном ремонте буровой скважины во время проведения операций по заканчиванию.

В одном варианте осуществления композицию ЗК-ПКАПАВ используют для подземного ремонта буровой скважины. Впоследствии вязкоупругость композиции ЗК-ПКАПАВ может деградировать (то есть, вязкость композиции ЗК-ПКАПАВ может быть уменьшена) в результате введения композиции ЗК-ПКАПАВ в контакт с эффективным количеством понизителя вязкости, такого как углеводород или внутренний разжижитель. Возможность деградации вязкости композиции ЗК-ПКАПАВ может оказаться подходящей для использования, например, в случае очистки буровой скважины. Примеры внутренних разжижителей, подходящих для использования в данном описании изобретения, включают без ограничения разжижитель SP, разжижитель VICON NF, разжижитель OXOL II, разжижитель GBW-40 и разжижитель НТ, которые коммерчески доступны в компании Halliburton. Примеры углеводородов, подходящих для использования в данном описании изобретения, включают в порядке иллюстрации и без ограничения сырую нефть, природный газ и газовые гидраты. Эффективные количества углеводородов и внутренних разжижителей могут быть определены специалистом в соответствующей области техники, воспользовавшимся данным описанием изобретения.

ПРИМЕРЫ

Описание изобретения приведено для общего случая, следующие далее примеры представлены в качестве конкретных вариантов осуществления описания изобретения и для демонстрации его практики и преимуществ. Необходимо понимать то, что примеры приведены в порядке иллюстрации и никоим образом не предназначены для ограничения описания изобретения или формулы изобретения.

ПРИМЕР 1

Исследовали реологическое поведение композиций ЗК-ПКАПАВ, относящихся к типу, описывающемуся в настоящем документе. Получали восемь образцов, обозначенных как образцы 1-8. Образцы 1-4 получали при использовании олеината натрия (NaOle), который коммерчески доступен в компании TCI America, в качестве анионного поверхностно-активного вещества и хлорида октилтриметиламмония (С8ТАС), который коммерчески доступен в компании TCI America, в качестве катионного поверхностно-активного вещества. Образцы 1-4 получали при использовании количественного соотношения C8TAC:NaO 3:7, 4:6, 2:8 и 1:9, соответственно. После этого образцы растворяли в деионизованой воде (ДИ Н2О) в достаточном количестве для получения раствора с концентрацией 3% масс. Вследствие большей доли анионного поверхностно-активного вещества в сопоставлении с долей катионного поверхностно-активного вещества у образцов 1-4, получающиеся в результате композиции ЗК-ПКАПАВ были анионно-обогащенными.

Образцы 5-8 получали при использовании октаноата натрия (NaCap), который коммерчески доступен в компании TCI America, в качестве анионного поверхностно-активного вещества и хлорида стеарилтриметиламмония (С18ТАС), который коммерчески доступен в компании TCI America, в качестве катионного поверхностно-активного вещества. Образцы 5-8 получали при использовании количественного соотношения C18TAC:NaCap 7:3, 6:4, 8:2 и 9:1, соответственно. После этого образцы растворяли в деионизованой воде (ДИ Н2О) в достаточном количестве для получения раствора с концентрацией 3% масс. Вследствие большей доли катионного поверхностно-активного вещества в сопоставлении с долей анионного поверхностно-активного вещества у образцов 5-8, получающиеся в результате композиции ЗК-ПКАПАВ были катионно-обогащенными. Таблица 1 табулирует типы катионных и анионных поверхностно-активных веществ и количественные соотношения для каждого образца.

Таблица 1
Образец Катионное поверхност-но-активное вещество Анионное поверхностно-активное вещество СКА % масс.
1 C8TAC NaO 3:7 3
2 C8TAC NaO 4:6 3
3 C8TAC NaO 2:8 3
4 C8TAC NaO 1:9 3
5 C18TAC NaCap 7:3 3
6 C18TAC NaCap 6:4 3
7 C18TAC NaCap 8:2 3
8 C18TAC NaCap 9:1 3

Реологические измерения проводили при использовании установки MCR 501 с концентрическим цилиндром 27 мм, которая представляет собой коммерчески доступный пластометр от компании Anton Paar, при температуре 25°С.

Фиг.1 представляет собой график зависимости вязкости от скорости сдвига для образцов 1-4. Фиг.2 представляет собой график зависимости вязкости от скорости сдвига для образцов 5-8. Вязкости при нулевом сдвиге в случае образцов 1-4 могут быть определены в результате экстраполирования вязкости обратно к теоретической точке нулевого сдвига и представляли собой 1200, 93, 33 и 0,006 Па*с, соответственно. Вязкости при нулевом сдвиге в случае образцов 5-8 могут быть определены в результате экстраполирования вязкости обратно к теоретической точке нулевого сдвига и представляли собой 542, 196, 0,4 и 0,001, соответственно. Как продемонстрировали результаты, вязкость при нулевом сдвиге является в высшей степени зависимой от количественного соотношения катионное поверхностно-активное вещество/анионное поверхностно-активное вещество и может быть настроена в результате его варьирования. Кроме того, увеличение вязкости с кратностью, большей, чем миллион, может быть генерировано в результате добавления противоположно заряженного поверхностно-активного вещества вне зависимости от концентрации соли или гидротропа.

ПРИМЕР 2

Исследовали вязкость при нулевом сдвиге для анионно-обогащенных и катионно-обогащенных композиций ЗК-ПКАПАВ. В данном примере опять-таки использовали образцы 1-8, описывавшиеся в примере 1. В дополнение к этому, в соответствии с описанием в примере 1 получали еще пять образцов, обозначенных как образцы 9-13. Таблица 2 табулирует типы катионных и анионных поверхностно-активных веществ и значения СКА для образцов 9-13.

Таблица 2
Образец Катионное поверхност-но-активное вещество Анионное поверхностно-активное вещество СКА % масс.
9 C8TAC NaO 5:5 3
10 C8TAC NaO 6:4 3
11 C8TAC NaO 0:10 3
12 C18TAC NaCap 5:5 3
13 C18TAC NaCap 4:6 3

Фиг.3 представляет собой график зависимости вязкости от массовой доли неосновного компонентов для образцов 1-13. В случае образцов 1-4 и 9-11 неосновной компонент представлял собой катионное поверхностно-активное вещество. В случае образцов 5-8 и 12-13 неосновной компонент представлял собой анионное поверхностно-активное вещество. Как продемонстрировали результаты, значение СКА, которое создавало максимальную вязкость, составляло приблизительно 70:30 и 30:70, как это продемонстрировали пики для анионно-обогащенных и катионно-обогащенных композиций ЗК-ПКАПАВ на фиг.3. В дополнение к этому, как катионно-обогащенные, так и анионно-обогащенные композиции ЗК-ПКАПАВ обнаружили ярко выраженное увеличение вязкоупругости вплоть до 300000-кратного в сопоставлении с тем, что имеет место для индивидуальных компонентов поверхностно-активного вещества. Данное увеличение вязкоупругости также наблюдали визуально в результате размещения образцов 1 и 5 в отдельных сосудах и переворачивания обоих сосудов. В обоих сосудах образцы вязкоупругого геля оставались суспендированными в течение более, чем 10 секунд.

ПРИМЕР 3

Исследовали динамические свойства композиций ЗК-ПКАПАВ, относящихся к типу, описывающемуся в настоящем документе. Говоря конкретно, определяли комплексную вязкость, модуль накопления и модуль потерь в зависимости от частоты для образцов 1-3 и 5-7 из примера 1. Фиг.4 и 5 представляют собой графики зависимостей комплексной вязкости, модуля накопления и модуля потерь от частоты в случае образцов 1-3 и образцов 5-7, соответственно. Как продемонстрировали результаты, данные рабочие жидкости обнаружили значительные как модуль потерь, так и модуль накопления, что, тем самым, доказывает их вязкоупругость.

ПРИМЕР 4

Исследовали воздействие температуры на вязкость композиций ЗК-ПКАПАВ. Испытания для определения вязкостей при нулевом сдвиге в случае образцов 1 и 5 из примера 1 проводили в температурном диапазоне от 70°F (21,1°С) до 190°F (87,8°С). Результаты как для анионно-обогащенной композиции ЗК-ПКАПАВ (образец 1), так и для катионно-обогащенной композиции ЗК-ПКАПАВ (образец 5) продемонстрированы на фиг.6 и 7, соответственно.

Как продемонстрировали результаты, по мере увеличения температуры для каждого образца имело место уменьшение вязкости на несколько порядков величины. Однако, вязкость в случае катионно- и анионно-обогащенных композиций ЗК-ПКАПАВ все еще приблизительно в 10 и 30 раз, соответственно, превышала вязкость воды (вязкость воды при 194°F (90,0°С) составляла приблизительно 0,000315 Па*с). Таким образом, даже при высокой температуре имеет место ощутимое увеличение вязкости в сопоставлении с вязкостью воды.

Как можно сказать без желания ограничивать себя теорией, наблюдаемое уменьшение вязкости по мере увеличения температуры может представлять собой результат увеличения растворимости пакетов ПКАПАВ в воде (то есть, увеличивалась критическая концентрация мицеллообразования). Увеличенная растворимость пакета ПКАПАВ может привести к получению более быстрой кинетики и более коротких и мелких мицелл. Присутствие данных более коротких и мелких мицелл может вносить свой вклад в наблюдаемое уменьшение вязкости.

Специалист в соответствующей области техники, воспользовавшийся преимуществами от ознакомления с данным описанием изобретения, может отрегулировать пакеты ПКАПАВ таким образом, что вязкость композиции ЗК-ПКАПАВ будет обнаруживать пониженный температурный отклик. Например, одна методика заключается в использовании поверхностно-активных веществ, включающих алкильную цепь, таких как С22 катионные поверхностно-активные вещества и С22 цвиттер-ионные поверхностно-активные вещества. В дополнение к этому, могут быть использованы изменения фазового поведения поверхностно-активного вещества при изменении температуры (то есть, переход от везикул к червеобразным мицеллам). Последний подход заключается в увеличении концентрации поверхностно-активных веществ в пакете ПКАПАВ. В результате увеличения концентрации можно достичь концентрации зацепления или перехода даже и в случае мицелл, имеющих намного более короткую длину. Другими словами, вязкоупругий отклик возникнет в случае наличия увеличения либо концентрации, либо температуры, либо и того и другого.

Также исследовали и стабильность композиции ЗК-ПКАПАВ. Получали раствор анионного поверхностно-активного вещества, составляющий образец 1, и за ним наблюдали в течение периода времени в 7 дней при температуре 25°С. Согласно наблюдениям, анионное поверхностно-активное вещество с течением времени деградировало, поскольку однокомпонентный раствор через несколько недель становился несколько мутным. Как можно сказать без желания ограничивать себя теорией, возможно окисляется двойная связь в олеинатной алкильной цепи, вызывая превращение поверхностно-активного вещества в то же самое, что и мыло на основе натриевой соли стеариновой кислоты. Мыло на основе натриевой соли стеариновой кислоты характеризуется намного меньшей растворимостью в воде и не может образовывать червеобразные мицеллы настолько же легко, как и мыло на основе натриевой соли олеиновой кислоты.

Также получали и анионно-обогащенную композицию ЗК-ПКАПАВ, за которой наблюдали в течение периода времени в 7 дней при температуре 25°С. Анионно-обогащенная композиция ЗК-ПКАПАВ также становилась мутной, демонстрировала пониженную вязкость и начинала претерпевать фазовое разделение по истечении нескольких недель. Данное поведение может быть использовано в том смысле, что оно может оказаться подходящим для использования при деградации вязкоупругого материала без использования каких-либо добавленных компонентов. При более высоких температурах такая деградация вязкости может протекать в течение порядка нескольких дней, что может оказаться подходящим для высоковязкого тампона, поскольку это позволит материалу для борьбы с потерей циркуляции раствориться и обеспечить начало добычи. Согласно наблюдениям, катионно-обогащенная композиция ЗК-ПКАПАВ оставалась стабильной в течение периода времени, большего, чем 30 дней, при температуре 25°С.

ПРИМЕР 5

Исследовали температурную стабильность катионно-обогащенной композиции ЗК-ПКАПАВ и проводили сопоставление с только катионным поверхностно-активным веществом. Катионно-обогащенная композиция ЗК-ПКАПАВ, обозначенная как образец 14, представляла собой систему тозилат цетилтриметиламмония/додецилбензолсульфонат натрия (СТАТ/SDBS) при 97:3, что получали в виде раствора с концентрацией 3% масс. Только катионное поверхностно-активное вещество, обозначенное как образец 15, представляло собой соединение СТАТ, которое получали в виде раствора с концентрацией 3% масс. Вязкости при нулевом сдвиге в случае образцов 14 и 15 измеряли в диапазоне температур от 75°F (23,9°С) до 190°F (87,8°С). Результаты продемонстрированы на фиг.8.

Как можно сказать, обращаясь к фиг.8, вязкость при нулевом сдвиге для обоих образцов уменьшалась по мере увеличения температуры. Однако, падение вязкости при нулевом сдвиге при высокой температуре (выше приблизительно 150°F (65,6°С)) в случае образца 14 было меньшим, чем для образца 15, вследствие добавления анионного поверхностно-активного вещества. Как можно сказать без желания ограничивать себя теорией, меньшее падение вязкости при нулевом сдвиге может быть обусловлено большим связыванием поверхностно-активного вещества в сопоставлении с простым гидротропом или обусловлено меньшей растворимостью поверхностно-активных веществ в сопоставлении с гидротропами. Таким образом, данные пакеты ПКАПАВ обеспечивают получение большей температурной стабильности в сопоставлении с традиционными поверхностно-активными веществами.

ПРИМЕР 6

Исследовали переносимость воздействия соли на катионно-обогащенные и анионно-обогащенные композиции ЗК-ПКАПАВ. В случае катионно-обогащенной композиции ЗК-ПКАПАВ выбирали образец 5 из примера 1. Сравнительный образец катионно-обогащенной композиции ЗК-ПКАПАВ в рассоле, обозначенный как пример 16, получали из системы C18TAC/NaCap при количественном соотношении 7:3, которую получали в виде раствора с концентрацией 3% масс.(подобно примеру 5), и рассола на основе бромида натрия (NaBr) с концентрацией 0,15 моль/л. Для образцов 5 и 16 измеряли комплексную вязкость, модуль накопления, модуль потерь и вязкость при нулевом сдвиге, а результаты продемонстрировали на фиг.9 и 10. Как продемонстрировали результаты, композиция ЗК-ПКАПАВ была способна сохранять свою вязкость при добавлении соли. Как можно сказать без желания ограничивать себя теорией, это предполагает то, что электростатические взаимодействия не являются доминирующей силой при создании вязкоупругости.

В случае анионно-обогащенного пакета ПКАПАВ выбирали образец 1. Сравнительный образец анионно-обогащенной композиции ЗК-ПКАПАВ в рассоле, обозначенный как пример 17, получали из системы NaO:C8TAC при соотношении 7:3 и рассола на основе бромида натрия (NaBr) с концентрацией 0,15 моль/л. Для образцов 1 и 17 измеряли комплексную вязкость, модуль накопления, модуль потерь и вязкость при нулевом сдвиге. Результаты продемонстрированы на фиг.11. Как продемонстрировали результаты, анионно-обогащенной композиции ЗК-ПКАПАВ при добавлении соли было свойственно большое падение ее вязкоупругих свойств, что предполагает создание электростатическими взаимодействиями большой вязкости при нулевом сдвиге. Данная вязкость может быть восстановлена в результате варьирования значения СКА в целях изменения совокупного заряда мицеллы.

ПРИМЕР 7

Исследовали вязкость при нулевом сдвиге композиций ЗК-ПКАПАВ, относящихся к типу, описывающемуся в настоящем документе. Получали четыре образца, обозначенных как образцы 18-21. Образец 18 представлял собой водный раствор тозилата цетилтриметиламмония (СТАТ) с концентрацией 3% масс. Образцы 19-21 представляли собой систему СТАТ/додецилбензолсульфонат натрия (SDBS) при значении СКА 99:1, 97:3 и 95:5, соответственно, и их получали в виде водного раствора с концентрацией 3% масс. Вязкости при нулевом сдвиге в случае образцов 18-21 определили равными 126, 205, 255 и 207 Па*с, соответственно, и продемонстрировали на фиг.12. Соединение СТАТ образует вязкоупругие растворы червеобразных мицелл, демонстрирующие высокие вязкости при нулевом сдвиге. В результате добавления небольшого количества соединения SDBS в образцы 19-21 растворы становились высоковязкими с повышенными вязкостями при нулевом сдвиге в сопоставлении с тем, что имело место для образца 18. Кроме того, вязкость при нулевом сдвиге в случае образца 20 была более, чем удвоена (256000 сантипуазов) в сопоставлении с тем, что имело место для образца 18 (126000 сантипуазов).

Получали еще один образец, обозначенный как образец 22. Образец 22 представлял собой систему СТАТ/октилсульфат натрия (SOS) при значении СКА 94:6, и его получали в виде водного раствора с концентрацией 3% масс. Вязкость при нулевом сдвиге в случае образца 22 определили равной 470000 сантипуазов, что представляет собой более, чем утроенное значение в сопоставлении с тем, что имело место для образца 18. Данные результаты продемонстрировали способность пакетов ПКАПАВ увеличивать вязкость растворов.

ПРИМЕР 8

Исследовали воздействие использования поверхностно-активных веществ, включающих удлиненные алкильные цепи, на свойства композиции ЗК-ПКАПАВ. Исследовали три образца, обозначенные как образцы 23-25. Образцы 23 и 24, которые представляли собой катионно-обогащенный пакет ПКАПАВ, получали из системы хлорид эруцил-бис(гидроксиэтил)метиламмония (ЕНАС)/натриевая соль н-каприловой кислоты (NaCap) при значении СКА 8:2 и 9:1, соответственно, в виде водного раствора с концентрацией 3% масс. Образец 25, который представлял собой катионно-обогащенный пакет ПКАПАВ, получали из системы хлорид эруцил-бис(гидроксиэтил)метиламмония/натриевая соль декановой кислоты при количественном соотношении катионное поверхностно-активное вещество:анионное поверхностно-активное вещество 9:1 в виде водного раствора с концентрацией 3% масс.Определяли вязкости при нулевом сдвиге в случае образцов 23 и 24, а результаты продемонстрировали на фиг.13. Вязкости образцов 23-24 находились в диапазоне от 200000 до 800000 сантипуазов, в то время как вязкость образца 25 составляла приблизительно 70000 сантипуазов. Как демонстрируют результаты, длинноцепные поверхностно-активные вещества, которые генерируют ощутимую вязкость (>10 Па*с) при повышенных температурах, также образуют данные вязкоупругие агрегаты катионное поверхностно-активное вещество/анионное поверхностно-активное вещество.

После этого исследовали способность углеводорода уменьшать вязкость композиции ЗК-ПКАПАВ. Часть образцов 23-25 размещали в индивидуальных сосудах и в каждый сосуд вводили углеводородный флюид. Углеводородный флюид, использовавшийся для испытания, представлял собой дизельное топливо. После этого каждый сосуд встряхивали для перемешивания композиции ЗК-ПКАПАВ с дизельным топливом. Затем каждый сосуд переворачивали и подвергали визуальному осмотру. В отсутствие углеводорода пакеты ПКАПАВ образуют вязкие массы, которые оставались суспендированными в течение секунд, см. пример 2. Однако при добавлении углеводорода после переворачивания сосудов масса не была полностью суспендирована, и согласно наблюдениям флюид демонстрировал текучесть в случае как катионно-обогащенных, так и анионно-обогащенных пакетов ПКАПАВ.

Несмотря на приведенные демонстрацию и описание вариантов осуществления описания изобретения специалистом в соответствующей области техники без отклонения от объема изобретения могут быть сделаны и его модификации. Варианты осуществления, описывающиеся в настоящем документе, представляют собой только примеры и не предназначены для исполнения функции ограничения. Возможно множество вариаций и модификаций описания изобретения, раскрытого в настоящем документе, которые попадают в объем описания изобретения. При однозначном указании численных диапазонов или ограничений такие однозначно выраженные диапазоны или ограничения должны пониматься как включающие итеративные диапазоны или ограничения подобной величины, попадающие в пределы однозначно указанных диапазонов или ограничений, (например, диапазон от приблизительно 1 до приблизительно 10 включает 2, 3, 4 и тому подобное; величина, большая, чем 0,10, включает 0,11, 0,12, 0,13 и тому подобное). Например, всякий раз при описании численного диапазона, имеющего нижний предел RL и верхний предел RU, конкретно описывается любое число, попадающее в пределы данного диапазона. В частности, в пределах данного диапазона конкретно описываются следующие далее числа: R=RL+k*(RU-RL), где k представляет собой переменную в диапазоне от 1 процента до 100 процентов с приращением в 1 процент, то есть, k представляет собой 1 процент, 2 процента, 3 процента, 4 процента, 5 процентов, …, 50 процентов, 51 процент, 52 процента, …, 95 процентов, 96 процентов, 97 процентов, 98 процентов, 99 процентов или 100 процентов. Кроме того, также конкретно описывается любой численный диапазон, определенный двумя числами R, определенными выше. Использование термина «необязательно» в отношении любого элемента пункта формулы изобретения подразумевает обозначение необходимости рассматриваемого элемента или в альтернативном варианте отсутствия необходимости в нем. Обе альтернативы подразумеваются попадающими в объем пункта формулы изобретения. Использование более широких терминов, таких как «содержит», «включает», «имеющий» и тому подобное, должно пониматься как создание обоснования для более узких терминов, таких как «состоящий из», «по существу состоящий из», «по существу образованный из» и тому подобное.

В соответствии с этим, объем притязаний не ограничивается представленным выше описанием изобретения, а ограничивается только формулой изобретения, которая следует далее, при этом данный объем включает все эквиваленты предмета формулы изобретения. Все без исключения пункты формулы изобретения включаются в описание изобретения в качестве варианта осуществления настоящего описания изобретения. Таким образом, формула изобретения представляет собой дальнейшее описание изобретения и является добавлением к вариантам осуществления настоящего описания изобретения. Обсуждение ссылки не является допущением того, что это предшествующий уровень техники для настоящего описания изобретения, в особенности в том, что касается любой ссылки, которая может иметь дату опубликования после даты приоритета данной заявки. Описание всех патентов, патентных заявок и публикаций, процитированных в настоящем документе, посредством ссылки включается в настоящий документ в той степени, в которой они предлагают дополнения по примерам, методикам или другим деталям к тому, что представлено в настоящем документе.

1. Способ ремонта буровой скважины, включающий: размещение обслуживающего скважинного флюида, содержащего: пакет поверхностно-активных веществ, включающий катионное поверхностно-активное вещество и анионное поверхностно-активное вещество в скважине; где пакет поверхностно-активных веществ при введении в контакт с водным раствором при температуре от примерно 10°С до примерно 200°С образует загущенную композицию по существу в отсутствие гидротропов, причем существенное отсутствие подразумевает наличие менее, чем приблизительно 0,1 мас.% гидротропа, в расчете на общую массу пакета поверхностно-активных веществ в скважине.

2. Способ по п.1, где катионное поверхностно-активное вещество включает углеродную цепь, имеющую длину в диапазоне от приблизительно 8 до приблизительно 24.

3. Способ по п.1 или 2, где катионное поверхностно-активное вещество включают четвертичную аммониевую соль, этоксилированные четвертичные аммониевые соли, аминоксиды или их комбинацию.

4. Способ по п.3, где катионное поверхностно-активное вещество включает хлорид стеарилтриметиламмония, тозилат цетилтриметиламмония, хлорид октилтриметиламмония, хлорид эруцил-бис(гидроксиэтил)метиламмония, хлорид эруцилтриметиламмония, хлорид цетилтриметиламмония, бромид цетилтриметиламмония, хлорид миристилтриметиламмония, бромид миристилтриметиламмония, хлорид додецилтриметиламмония, бромид додецилтриметиламмония, хлорид децилтриметиламмония, бромид децилтриметиламмония или их комбинацию.

5. Способ по п.1, где катионное поверхностно-активное вещество присутствует в пакете поверхностно-активного вещества в количестве в диапазоне от приблизительно 0,01 мас.% до приблизительно 99,99 мас.% в расчете на совокупную массу пакета поверхностно-активного вещества.

6. Способ по п.1, где анионное поверхностно-активное вещество включает углеродную цепь, имеющую длину в диапазоне от приблизительно 8 до приблизительно 24.

7. Способ по п.1, где анионное поверхностно-активное вещество включает соли, образованные из щелочных металлов и кислот, соли, образованные из щелочных металлов и жирных кислот, щелочные соли кислот, натриевые соли кислоты, натриевые соли жирной кислоты, алкилсульфаты, алкилэтоксилат, сульфаты, сульфонаты, мыла или их комбинацию.

8. Способ по п.7, где анионное поверхностно-активное вещество включает олеинат натрия, додецилбензолсульфонат натрия, деканоат натрия, октилсульфат натрия, каприлат натрия, стеарат натрия, миристат натрия, лауринат натрия, цетилсульфат натрия, миристилсульфат натрия, лаурилсульфат натрия, децилсульфат натрия или их комбинацию.

9. Способ по п.1, где анионное поверхностно-активное вещество присутствует в пакете поверхностно-активного вещества в количестве в диапазоне от приблизительно 0,01 мас.% до приблизительно 99,99 мас.% в расчете на совокупную массу пакета поверхностно-активного вещества.

10. Способ по п.1, где пакет поверхностно-активного вещества характеризуется количественным соотношением катионное поверхностно-активное вещество:анионное поверхностно-активное вещество в диапазоне от 1:100 до 100:1.

11. Способ по п.1, где пакет поверхностно-активного вещества вводят в контакт с водным раствором в количестве в диапазоне от приблизительно 0,01 г до приблизительно 20 г в расчете на 80 г водного раствора.

12. Способ по п.1, где водный раствор включает воду, рассол, рабочую жидкость для подземного ремонта буровой скважины или их комбинацию.

13. Способ по п.12, где рассол включает растворы хлорида аммония, хлорида калия, хлорида натрия, бромида цинка, хлорида кальция, бромида кальция, бромида натрия, формиата калия, формиата натрия, формиата цезия или их комбинацию.

14. Способ по п.12 или 13, где рабочая жидкость для подземного ремонта буровой скважины включает цементные растворы, буровые рабочие жидкости, разделительные рабочие жидкости, рабочие жидкости для гидравлического разрыва пласта, рабочие жидкости для получения гравийной набивки, рабочие жидкости для капитального ремонта буровой скважины, рабочие жидкости для заканчивания буровой скважины или их комбинацию.

15. Способ по п.1, где загущенная композиция свободна от твердого вещества.

16. Способ по п.1, где загущенная композиция демонстрирует вязкость в диапазоне от приблизительно 0,001 Па·с до приблизительно 100000 Па·с при температуре в диапазоне от приблизительно 10°С до приблизительно 200°С.

17. Способ по п.1, где загущенная композиция демонстрирует вязкость при нулевом сдвиге в диапазоне от приблизительно 0,001 Па·с до приблизительно 100000 Па·с при температуре в диапазоне от приблизительно 10°С до приблизительно 200°С.

18. Способ по п.1, где загущенная композиция демонстрирует комплексную вязкость в диапазоне от приблизительно 10 Па·с до приблизительно 10000 Па·с в диапазоне частот от приблизительно 0,00001 Гц до приблизительно 1000 Гц.

19. Способ по п.1, где загущенная композиция характеризуется модулем накопления в диапазоне от приблизительно 0,001 Па до приблизительно 1000 Па в диапазоне частот от приблизительно 0,00001 Гц до приблизительно 1000 Гц.

20. Способ по п.1, где загущенная композиция характеризуется модулем потерь в диапазоне от приблизительно 0,001 Па до приблизительно 1000 Па в диапазоне частот от приблизительно 0,00001 Гц до приблизительно 1000 Гц.

21. Способ по п.1, где загущенная композиция включает свободный от твердого вещества тампон после перфорации или рабочую жидкость для снижения поглощения после образования гравийной набивки.

22. Способ по п.1, дополнительно включающий введение загущенной композиции в контакт с понизителем вязкости.

23. Способ по п.22, где понизитель вязкости включает углеводородный флюид, внутренний разжижитель или их комбинацию.



 

Похожие патенты:

Предложение относится к ремонтно-изоляционным работам на скважинах нефтяных месторождений, в частности изоляции поглощающих пластов, способам восстановления крепи скважин.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ в скважинах в условиях больших поглощений. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зоны поглощения в скважине за счет более интенсивного перемешивания двух потоков компонентов водоизоляционной композиции и упрощение технологии применения способа за счет использования поверхностно-активного вещества с гораздо более низкой температурой замерзания.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважинах. При осуществлении способа приготавливают раствор из цемента и пресной воды и последовательно закачивают его в скважину и продавливают в изолируемый интервал.

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 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.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих обводненные трещиноватые коллекторы.
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.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в пластах трещинно-порового типа. Способ проведения водоизоляционных работ в скважине включает закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера.

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

Изобретение относится к композициям для использования в качестве флотационного собирателя для очистки руды, добавки для бетона, в качестве эмульгатора или ингибитора коррозии, содержащим соединение окисленной и малеинированной жирной кислоты или смоляной кислоты, где композиция содержит соединения жирной кислоты, соединения смоляной кислоты или смесь таких соединений, имеющих сшивки между углеводородными цепями в виде простой эфирной связи и имеющих один или несколько фрагментов производных карбоновых кислот.

Изобретение относится к биоцидным композициям для водных текучих средств, применяемых в нефте- и газопромысловых операциях. Композиция водной текучей среды для обработки скважин с биоцидной активностью содержит полимер или сополимер для модификации вязкости текучей среды, монокарбоновую перкислоту в антимикробном количестве, составляющем от приблизительно 1 части на миллион до приблизительно 1000 частей на миллион, и пероксид водорода в концентрации меньше, чем концентрация перкислоты, в водной среде.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземных пластов. Водная композиция, включающая смесь воды, приблизительно 0,05-10 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одного водорастворимого блок-сополимера, содержащего: по меньшей мере, один блок, являющийся водорастворимым по природе, включающий, по меньшей мере, 34% по массе гидрофильных звеньев относительно общего количества звеньев водорастворимого блока и содержащий гидрофобные звенья, и, по меньшей мере, один гидрофобный блок, содержащий, по меньшей мере, 67% по массе гидрофобных звеньев отосительно общего количества звеньев гидрофобного блока, приблизительно 0,01-10 масс.% от общей массы неионогенного поверхностно-активного вещества, со значением ГЛБ от 1 до 12, и приблизительно 0,1-20 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одной неорганической соли.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для стабилизации коллекторских свойств продуктивного пласта. Технический результат - модификация фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта за счет уменьшения фазовой проницаемости по воде и увеличения фазовой проницаемости по нефти без изменения величины абсолютной фазовой проницаемости обработанной породы продуктивного пласта, что способствует изменению коэффициентов охвата и коэффициентов заводнения пласта и позволит повысить коэффициент извлечения нефти.
Изобретение относится к составам для предотвращения неорганических отложений и коррозии и может быть использовано в нефтяной промышленности, в частности в скважинах и на скважинном оборудовании.
Группа изобретений относится к композициям и способам добычи нефти с искусственным поддержанием энергии пласта, изменения проницаемости подземных пластов и увеличения подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - способность бурового раствора независимо от температуры обратимо изменять тип эмульсии под действием механизма инверсии фаз, обеспечение возможности контроля типа эмульсии в зависимости от технологической необходимости в условиях бурения, вследствие чего буровой раствор приобретает оптимальные свойства, возможность бурения скважин с зенитными углами как менее 70°, так и более в терригенной и карбонатной частях пласта.

Изобретение относится к вариантам способа приготовления неионогенного сополимера, который может быть использован в качестве диспергатора в цементирующих композициях.

Изобретение относится к способам ингибирования образования гидратов углеводородов в прискважинной зоне или в участках трубопровода при добыче и транспорте природных и попутных газов и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ в скважинах в условиях больших поглощений. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зоны поглощения в скважине за счет более интенсивного перемешивания двух потоков компонентов водоизоляционной композиции и упрощение технологии применения способа за счет использования поверхностно-активного вещества с гораздо более низкой температурой замерзания.
Изобретение относится к нефтяной промышленности для строительств пологих и горизонтальных скважин в сложных гидрогеологических условиях. Технический результат- возможность бурения скважин по терригенным девонским отложениям без ограничения величины зенитного угла, по песчаникам под неустойчивыми горными породами, без изменения конструкции скважин. В способе строительства горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых отложений, включающем проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором зенитного угла, участков набора зенитного угла с выходом на горизонталь и бурение горизонтального ствола, с использованием технологических приемов при проходке и бурении в неустойчивых отложениях, проходку вертикального участка и участков с набором зенитного угла до 70° ведут с использованием полимер-эмульсионного бурового раствора на водной основе - БРВО, а проходку участков с зенитными углами более 70° и бурение горизонтального ствола, представленного как устойчивыми - карбонатными, так и неустойчивыми - терригенными породами, ведут с использованием бурового раствора на углеводородной основе - БРОУ, часть которого, в объеме открытого пробуренного ствола, при достижении проектной глубины заменяют путем инверсии фаз на БРВО, который прокачивают по стволу скважины, в качестве технологических приемов используют перевод БРВО в БРУО и обратно в БРВО инверсией фаз в процессе бурения, перевод БРВО в БРУО выполняют смешением БРВО с инвертором А - смесью углеводородной жидкости с эмульгатором обратной эмульсии, активным действующим началом которого является НПАВ на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с ГЛБ не более 10, при объемном соотношении углеводородная жидкость : указанный эмульгатор 14÷19:1 соответственно, инвертор А добавляют в количестве 28-35 об.%, а последующий перевод БРУО в БРВО осуществляют добавлением к нему инвертора Б-смеси эмульгатора прямой эмульсии, активным действующим началом которого являются НПАВ на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с ГЛБ 11-14, с диоксановыми спиртами с массовой долей гидроксильных групп 15-36%, при объемном соотношении указанный эмульгатор: спирты 2÷3,5:1 соответственно, инвертор Б добавляют к БРУО в количестве 1,75-4 об.%. По другому варианту указанные проходку и бурение горизонтального ствола, представленного устойчивыми карбонатными породами, ведут с использованием БРОУ, а проходку участков в надпродуктивном интервале с зенитными углами более 70° ведут с БРВО, после достижения проектной глубины горизонтального ствола БРВО прокачивают по стволу скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н.п. ф-лы, 12 з.п. ф-лы, 7 табл.
Наверх