Жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионные полимеры, и способы их применения

Авторы патента:


Жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионные полимеры, и способы их применения
Жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионные полимеры, и способы их применения
Жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионные полимеры, и способы их применения
Жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионные полимеры, и способы их применения
Жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионные полимеры, и способы их применения
Жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионные полимеры, и способы их применения
Жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионные полимеры, и способы их применения
Жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионные полимеры, и способы их применения
Жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионные полимеры, и способы их применения
Жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионные полимеры, и способы их применения
Жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионные полимеры, и способы их применения
Жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионные полимеры, и способы их применения

 


Владельцы патента RU 2527102:

ШЕВРОН ФИЛЛИПС КЕМИКАЛ КОМПАНИ ЛП (US)

Изобретение относится к жидкостям для технического обслуживания ствола скважин. Способ включает: введение в ствол скважины жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащей катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от 300000 дальтон до 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно ее общего объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита и карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F). Состав жидкости для технического обслуживания ствола скважины содержит катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от примерно 300000 дальтон до примерно 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно общего ее объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита, карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F). Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение жидкости технического обслуживания скважин. 2 н. и 18 з. п. ф-лы, 9 пр., 9 табл., 10 ил.

 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

[0001] Данные отсутствуют.

ЗАЯВЛЕНИЕ О ФИНАНСИРОВАНИИ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ РАБОТ ИЗ ФЕДЕРАЛЬНОГО БЮДЖЕТА

[0002] Данные отсутствуют.

ССЫЛКА НА ПРИЛАГАЕМУЮ МИКРОФИШУ

[0003] Данные отсутствуют.

ОБЛАСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0004] Настоящее изобретение в целом относится к жидкостям для технического обслуживания ствола скважины. Более конкретно, данное изобретение относится к жидкостям для технического обслуживания ствола скважины, содержащим катионные полимеры, и способам их получения и применения.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0005] Как правило, подземные залежи полезных ископаемых, таких как газ, вода и сырая нефть, извлекают путем бурения скважин для вскрытия подземных формаций или зон, содержащих такие залежи. При бурении и подготовке ствола скважины и прилегающих подземных пластов к извлечению из них материала применяют различные жидкости, предназначенные для технического обслуживания ствола скважины. Например, через ствол скважины при бурении обычно циркулирует буровой раствор. Как правило, буровой раствор можно применять для охлаждения и смазывания буровой коронки, для удаления буровых шламов, для промывания скважины, для регулирования давления в стволе скважины. После обнаружения продуктивной зоны буровой раствор обычно заменяют на раствор для вскрытия пласта, который действует подобно обычной промывочной жидкости, но может содержать минерализованный раствор для сведения к минимуму повреждения продуктивного коллектора. Жидкости для заканчивания скважин можно применять на стадиях заканчивания скважины, а жидкости для ремонта скважин можно применять при выполнении ремонтных работ в стволе скважины.

[0006] В общем случае, жидкости, подходящие для применения в стволе скважины, имеют плотность, достаточную для преодоления пластового давления и предотвращения поступления нежелательных жидкостей в ствол скважины. Как правило, для этих целей применяют минерализованные растворы, поскольку их плотности можно легко контролировать путем регулирования их составов. Кроме того, такие жидкости могут содержать суспендированные твердые вещества для регулирования потерь жидкости в породу, примыкающую к стволу скважины.

[0007] Одной из проблем при применении минерализованных растворов для технического обслуживания ствола скважины является низкая вязкость указанных жидкостей. Жидкости с более высокой вязкостью, содержащие минерализованный раствор, в общем случае были бы полезны по целому ряду причин. Например, такие жидкости могут найти применение при регулировании потерь жидкости, поскольку скорость, с которой жидкость может поступать в пористую матрицу коллекторской породы в виде фильтрата в ходе процесса потери жидкости, пропорциональна вязкости жидкости. Кроме того, если указанные жидкости способны переносить буровой шлам, твердые вещества, скопившиеся в стволе скважины, или твердые добавки, что, опять же, будет зависеть от вязкости жидкости, то такие жидкости могут найти дополнительное применение. Полимеры, содержащие гидроксиэтилцеллюлозу (ГЭЦ) или ксантановую камедь, применяли для загущения жидкостей для технического обслуживания ствола скважины, поскольку они могут растворяться в минерализованных растворах и обеспечивать понижение вязкости за счет разжижения при сдвиге, а также возможность образования суспензии твердых веществ и регулирования потерь жидкости. Однако такие полимеры (т.е. ГЭЦ, ксантановая камедь) теряют свою способность к загущению при сравнительно низких температурах, тем самым ограничивая возможность их применения при температурах, превышающих примерно 240°F для ГЭЦ и 280°F для ксантановой камеди. Кроме того, в минерализованном растворе при повышенных температурах эти полимеры могут образовывать поперечные связи с многовалентными катионами, образуя гели или осадки. Потеря растворимости загустителя (например, ГЭЦ, ксантановой камеди) в минерализованном растворе может вызвать повреждение формации или песчаной пробки, что тем самым ограничит поток углеводородов из скважины. Таким образом, существует потребность в улучшенных жидкостях для технического обслуживания ствола скважины, содержащих минерализованные растворы, и способах их применения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0008] В настоящей заявке предложен способ, включающий введение в ствол скважины жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащей катионный полимер, при этом молекулярная масса катионного полимера составляет от примерно 300000 дальтон до примерно 10000000 дальтон.

[0009] В настоящей заявке также предложен состав, содержащий жидкость для технического обслуживания ствола скважины, катионный полимер и минерализованный раствор.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0010] Для более полного понимания настоящего изобретения далее сделана ссылка на следующее краткое описание, приведенное в сочетании с прилагаемыми чертежами и подробным описанием, где одинаковые номера позиций обозначают одинаковые элементы.

[0011] Фиг.1 представляет собой иллюстрацию эксперимента по фазовому разделению.

[0012] Фиг.2 представляет собой графическое отображение вязкости как функции скорости сдвига для образцов из примера 1.

[0013] Фиг.3 представляет собой графическое отображение напряжения сдвига как функции скорости сдвига для образцов из примера 1.

[0014] Фиг.4 представляет собой графическое отображение вязкости как функции температуры для образцов из примера 3.

[0015] Фиг.5 представляет собой графическое отображение вязкости как функции скорости сдвига для образцов из примера 5.

[0016] Фиг.6 представляет собой графическое отображение степени фазового разделения как функции времени для образцов из примера 5.

[0017] Фиг.7 представляет собой графическое отображение значения потерь жидкости как функции квадратного корня времени для образцов из примера 6.

[0018] Фиг.8 представляет собой графическое отображение вязкости как функции скорости сдвига для образцов из примера 7.

[0019] Фиг.9 представляет собой графическое отображение вязкости как функции времени при 350°F для образцов из примера 7.

[0020] Фиг.10 представляет собой графическое отображение вязкости как функции скорости сдвига для образцов из примера 9.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0021] Следует изначально понимать, что несмотря на то, что ниже показано иллюстративное осуществление одного или более вариантов реализации изобретения, предложенные системы и/или способы могут быть реализованы с помощью любого количества методов, известных или имеющихся в настоящее время. Изобретение никоим образом не должно быть ограничено иллюстративными примерами, чертежами и методами, показанными ниже, в том числе типичными образцами и вариантами реализации, проиллюстрированными и описанными в настоящей заявке, и может быть модифицировано в рамках объема пунктов прилагаемой формулы изобретения и их эквивалентов во всей полноте.

[0022] В настоящей заявке предложены жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионный полимер. Также предложены жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионный полимер и минерализованный раствор. В настоящей заявке "жидкость для технического обслуживания ствола скважины" относится к жидкости на водной основе, которую можно ввести в ствол скважины или подземный пласт и/или применять для подготовки ствола скважины или подземной формации для извлечения материала из формации или ствола скважины. Таким образом, жидкость для технического обслуживания ствола скважины может выступать в качестве, например, бурового раствора, жидкости для подземного ремонта скважин, жидкости для заканчивания скважин, жидкости для гидроразрыва и т.п. Должно быть понятно, что "подземная формация" включает как участки ниже подвергающегося воздействию грунта, так и участки ниже грунта, покрытого водой, такой как вода моря или океана.

[0023] Жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионный полимер и минерализованный раствор, далее называют минерализованными составами, содержащими катионный полимер (КПМС). КПМС можно применять при техническом обслуживании ствола скважины; например, КПМС можно применять для регулирования потерь жидкости и/или суспендирования твердых веществ в стволе скважины. Способы технического обслуживания ствола скважины с помощью КПМС более подробно будут описаны ниже.

[0024] Согласно одному варианту реализации изобретения, КПМС содержит катионный полимер (КП). В настоящей заявке КП относятся к полимерам, состоящим из положительно заряженного и отрицательно заряженного компонентов. КП, подходящий для применения в данном изобретении, представляет собой любой КП, совместимый с другими компонентами КПМС. Кроме того, КП, подходящий для применения в данном изобретении, также характеризуется низкой или незначительной реакционной способностью в отношении поливалентных катионов, обычно обнаруживаемых в минерализованных растворах (например, Са+2, Zn+2). Согласно одному варианту реализации изобретения, КП имеет достаточную молекулярную массу для придания вязкости минерализованному раствору. Согласно такому варианту реализации изобретения, молекулярная масса КП составляет примерно от 300000 дальтон до примерно 10000000 дальтон, альтернативным образом, примерно от 350000 дальтон до примерно 1000000 дальтон, альтернативным образом, примерно от 400000 дальтон до примерно 750000 дальтон, альтернативным образом, примерно от 450000 дальтон до примерно 650000 дальтон, альтернативным образом, примерно от 475000 дальтон до примерно 550000 дальтон, альтернативным образом, примерно 500000 дальтон.

[0025] Согласно одному варианту реализации изобретения, КП содержит полиамин, альтернативным образом, поли(аллиламин), альтернативным образом, четвертичный амин, альтернативным образом, галогенид (полиалкил)аммония, альтернативным образом, галогенид (полиаллилалкил)аммония, альтернативным образом, хлорид (полидиаллилдиметил)аммония или их комбинации. Согласно другому варианту реализации изобретения, КП содержит галогенид (полиаллилалкил)аммония, поливинилпирролидон, поливинилимидазол или их комбинации. КП может представлять собой гомополимер, альтернативным образом, сополимер, такой как сополимер виниламина и аллиламина, или сополимер акриламида и аллиламина. Примеры КП, подходящих для применения в данном изобретении, включают без ограничения гомополимеры хлорида (полидиаллилдиметил)аммония (поли-ДАДМАХ), сополимер ДАДМАХ и аллиламина, сополимер ДАДМАХ и винилпирролидона, сополимер ДАДМАХ и винилимидазола, сополимер ДАДМАХ и акриламида, поливиниламин, поливинилпирролидон, сополимер винилпирролидона, метакриламида и винилимидазола, или их комбинации. КП описанного в настоящей заявке типа могут представлять собой линейные, разветвленные или поперечно-сшитые полимеры. Согласно некоторым вариантам реализации изобретения, КП не является поперечно-сшитым полимером.

[0026] Согласно одному варианту реализации изобретения, КП содержит поли-ДАДМАХ, который можно приобрести в компаниях Northaven Chemicals, SNF Inc. и Ciba Corporation. Молекулярная структура поли-ДАДМАХ представляет собой:

где n составляет примерно от 1800 до примерно 62200, альтернативным образом, примерно от 3000 до примерно 35000, альтернативным образом, примерно от 3000 до примерно 30000, альтернативным образом, n представляет собой любое число, достаточное для получения катионного полимера с молекулярной массой в диапазонах, приведенных ранее в настоящей заявке.

[0027] Согласно некоторым вариантам реализации изобретения, поли-ДАДМАХ не является поперечно-сшитым. Согласно некоторым вариантам реализации изобретения, поли-ДАДМАХ представляет собой гомополимер. Согласно некоторым вариантам реализации изобретения, поли-ДАДМАХ представляет собой сополимер. Например, сополимер поли-ДАДМАХ может включать, но не ограничивается ими, сополимер ДАДМАХ и аллиламина, сополимер ДАДМАХ и винилпирролидона, сополимер ДАДМАХ и винилимидазола и сополимер ДАДМАХ и акриламида.

[0028] Согласно одному варианту реализации изобретения, КП может присутствовать в КПМС в количестве примерно от 0,5 фунтов КП на баррель минерализованного раствора (фунт/баррель) до примерно 15 фунт/баррель, альтернативным образом, примерно от 3 фунт/баррель до примерно 13 фунт/баррель, альтернативным образом, примерно от 7 фунт/баррель до примерно 12 фунт/баррель.

[0029] Согласно одному варианту реализации изобретения, КПМС содержит минерализованный раствор. Неограничивающие примеры минерализованных растворов, подходящих для применения в настоящем изобретении, включают растворы бромида натрия (NaBr), бромида кальция (CaBr2), бромида цинка (ZnBr2), бромида калия (KBr), хлорида натрия (NaCl), хлорида кальция (CaCl2), хлорида цинка (ZnCl2), хлорида калия (KCl) или их комбинации.

[0030] Согласно одному варианту реализации изобретения, минерализованный раствор содержит CaCl2, альтернативным образом, CaBr2, альтернативным образом, ZnBr2. Примеры минерализованных растворов CaBr2 и ZnBr2, подходящих для применения в данном изобретении, включают без ограничения WELLBROM 14.2 и WELLBROM 19.2, соответственно, при этом 14.2 и 19.2 означают плотность минерализованного раствора в фунтах на галлон (фунт/гал). Как WELLBROM 14.2, так и WELLBROM 19.2 можно приобрести в компании Albermarle™ Corporation.

[0031] Согласно одному варианту реализации изобретения, плотность минерализованного раствора может составлять примерно от 8,4 фунт/гал до примерно 19,2 фунт/гал, альтернативным образом, примерно от 9 фунт/гал до примерно 16 фунт/гал, альтернативным образом, примерно от 10 фунт/гал до примерно 14,2 фунт/гал. Минерализованный раствор может присутствовать в КПМС в количестве примерно от 95 об.% относительно общего объема КПМС до примерно 99,8 об.%, альтернативным образом, примерно от 95,5 об.% до примерно 99 об.%, альтернативным образом, примерно от 96 об.% до примерно 98 об.%.

[0032] Согласно одному варианту реализации изобретения, КПМС можно приготовить путем приведения в контакт минерализованного раствора и КП обоих типов, описанных в настоящей заявке. Приведение в контакт минерализованного раствора и КП можно осуществить любыми подходящими способами; например, минерализованный раствор и КП можно смешивать или перемешивать с применением мешалки, смесителя, устройства для перемешивания и т.п. С помощью настоящего описания обычный специалист в данной области техники может определить условия перемешивания (скорость перемешивания, время и т.д.). Согласно некоторым вариантам реализации изобретения, после перемешивания материал можно оставить для протекания гидратации в течение промежутка времени и при температуре, достаточных для растворения КП. На основании настоящего описания обычный специалист в данной области техники может выбрать или установить такие промежутки времени и температуры.

[0033] Согласно некоторым вариантам реализации изобретения, КПМС может содержать дополнительные добавки, которые специалист в данной области техники считает подходящими для улучшения свойств предложенной жидкости. Указанные добавки могут варьироваться в зависимости от предполагаемого применения жидкости в стволе скважины. Примеры указанных добавок включают, но не ограничиваются ими, добавки для предотвращения потерь или утечки жидкости, такие как глина, маслорастворимые смолы, слюда, тальк, стекловолокна, углеродные волокна, крахмал и карбоксиметилцеллюлоза.

Примеры других добавок включают, но не ограничиваются ими, модификаторы рН, поверхностно-активные вещества, эмульгаторы, диспергирующие агенты, ингибиторы коррозии, бактерицидные вещества, пеногасители, модификаторы среды в формации или их комбинации. Такие добавки можно вводить по отдельности или в комбинации. Способы введения указанных добавок и их эффективные количества известны обычному специалисту в данной области техники с учетом настоящего описания.

[0034] КП, подходящий для применения в настоящем изобретении, может также отличаться высокой степенью растворимости в минерализованном растворе. Не желая быть связанными конкретной теорией, полагают, что КП будет легко поглощать доступную воду и растворяться в минерализованном растворе. КП, подходящий для применения в настоящем изобретении, будет проявлять низкую или незначительную реакционную способность в отношении растворенных катионов в минерализованном растворе, которые могут реагировать с КП с образованием геля или осадка.

[0035] КПМС описанного в настоящей заявке типа демонстрирует поведение неньютоновской жидкости. В настоящей заявке неньютоновской жидкостью называют жидкость, реологические свойства которой не описываются единственным постоянным значением вязкости. Таким образом, график логарифмической зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига для неньютоновской разжижающейся при сдвиге жидкости имеет тангенс угла наклона менее единицы. Скорость сдвига и напряжение сдвига рассчитывают на основании измеренных значений числа оборотов в минуту и смещения отвеса. Расчеты зависят от геометрии реометра. Например, в случае применения вискозиметра Chandler Model 5550 расчет выполняется самим прибором. Показатель консистенции представляет собой отрезок, отсекаемый прямой на координатной оси, а показатель текучести представляет собой экспоненту. С физической точки зрения показатель консистенции можно приравнять к вязкости жидкости, а показатель текучести можно приравнять к характеру изменения вязкости жидкости при приложении силы. Вязкость жидкости можно определить с учетом рассчитанной скорости сдвига и напряжения сдвига, как определено в уравнении 1.

где µ представляет собой вязкость в сантипуазах и K' представляет собой показатель консистенции в фунтах/фут2.

[0036] Согласно одному варианту реализации изобретения, при низкой скорости сдвига, равной примерно от 0,1 сек-1 до примерно 10 сек-1, альтернативным образом, примерно от 0,5 сек-1 до примерно 5 сек-1, альтернативным образом, примерно от 1 сек-1 до примерно 2 сек-1, вязкость КПМС может составлять примерно от 100 сантипуаз до примерно 40000 сантипуаз, альтернативным образом, примерно от 400 сантипуаз до примерно 10000 сантипуаз, альтернативным образом, примерно от 800 сантипуаз до примерно 6000 сантипуаз, при температуре примерно от 75°F до примерно 500°F, альтернативным образом, примерно от 100°F до примерно 400°F, альтернативным образом, примерно от 200°F до примерно 350°F. При увеличении скорости сдвига примерно от 3 сек-1 до примерно 300 сек-1, альтернативным образом, примерно от 10 сек-1 до примерно 100 сек-1, КПМС может демонстрировать разжижение при сдвиге при температуре примерно от 75°F до примерно 500°F, альтернативным образом, примерно от 100°F до примерно 400°F, альтернативным образом, примерно от 200°F до примерно 300°F. В настоящей заявке разжижение при сдвиге относится к понижению вязкости материала при увеличении скорости сдвига.

[0037] Согласно одному варианту реализации изобретения, показатель текучести КПМС составляет менее 1 при температуре примерно от 75°F до примерно 500°F, альтернативным образом, примерно от 100°F до примерно 400°F, альтернативным образом, примерно от 200°F до примерно 350°F.

[0038] КПМС описанного в настоящей заявке типа может также отличаться термической стабильностью при температурах, равных или меньших чем примерно 500°F, альтернативным образом, примерно от 75°F до примерно 450°F, альтернативным образом, примерно от 75°F до примерно 400°F. В настоящей заявке термическая стабильность относится к способности КПМС обеспечивать вязкость и поддерживать растворимость в минерализованных растворах в указанных диапазонах температур.

[0039] Согласно некоторым вариантам реализации изобретения, КПМС может дополнительно содержать твердые вещества. В дальнейшем КПМС, содержащий минерализованный раствор, КП и все твердые вещества описанного в настоящей заявке типа называют КПМС, содержащим твердые вещества (ТВКПМС). Такие твердые вещества могут представлять собой частицы, добавленные к КПМС для изменения или улучшения свойств КПМС (например, для регулирования потерь жидкости, увеличения плотности). Примеры таких твердых веществ, подходящих для применения в настоящем изобретении, включают, но не ограничиваются ими, карбонат кальция, карбонат железа, карбонат магния, барит, гематит, ильменит или их комбинации.

[0040] Согласно одному варианту реализации изобретения, твердые вещества могут присутствовать в ТВКПМС в количестве примерно от 1 фунт/баррель до примерно 400 фунт/баррель, альтернативным образом, примерно от 20 фунт/баррель до примерно 200 фунт/баррель, альтернативным образом, примерно от 50 фунт/баррель до примерно 100 фунт/баррель.

[0041] Согласно одному варианту реализации изобретения, ТВКПМС содержит минерализованный раствор, присутствующий в количестве примерно от 53 об.% до примерно 99,6 об.% относительно общего объема ТВКПМС, альтернативным образом, примерно от 74 об.% до примерно 98 об.%, альтернативным образом, примерно от 85 об.% до примерно 95 об.%.

[0042] Согласно одному варианту реализации изобретения, КП, минерализованный раствор и карбонат кальция приводят в контакт с получением ТВКПМС. Например, КП может содержать поли-ДАДМАХ, присутствующий в количестве примерно от 3 фунт/баррель до примерно 15 фунт/баррель, минерализованный раствор может содержать раствор хлорида кальция, присутствующий в количестве примерно от 55 об.% до примерно 98 об.%, и твердое вещество может содержать карбонат кальция, присутствующий в количестве примерно от 10 фунт/баррель до примерно 380 фунт/баррель. Согласно такому варианту реализации изобретения, образовавшийся ТВКПМС может характеризоваться формированием сетчатой структуры, которая проявляет улучшенную способность к образованию суспензии.

[0043] Согласно другому варианту реализации изобретения, КП может содержать поли-ДАДМАХ, присутствующий в количестве примерно от 3 фунт/баррель до примерно 15 фунт/баррель, минерализованный раствор может содержать раствор хлорида кальция и бромида кальция, присутствующий в количестве примерно от 55 об.% до примерно 98 об, %, и твердое вещество может содержать карбонат кальция, присутствующий в количестве примерно от 10 фунт/баррель до примерно 380 фунт/баррель.

[0044] Согласно другому варианту реализации изобретения, КП может содержать поли-ДАДМАХ, присутствующий в количестве примерно от 3 фунт/баррель до примерно 15 фунт/баррель, минерализованный раствор может содержать раствор бромида кальция, присутствующий в количестве примерно от 55 об.% до примерно 98 об.%, и твердые вещества могут содержать карбонат кальция, присутствующий в количестве примерно от 10 фунт/баррель до примерно 380 фунт/баррель.

[0045] Согласно еще одному варианту реализации изобретения, КП может содержать поли-ДАДМАХ, присутствующий в количестве примерно от 3 фунт/баррель до примерно 15 фунт/баррель, минерализованный раствор может содержать раствор хлорида кальция, бромида кальция и бромида цинка, присутствующий в количестве примерно от 55 об.% до примерно 98 об.%, и твердое вещество может содержать карбонат кальция, присутствующий в количестве примерно от 10 фунт/баррель до примерно 380 фунт/баррель.

[0046] Приведение твердого вещества описанного в настоящей заявке типа в контакт с КПМС можно осуществить с помощью любых подходящих средств. Например, минерализованный раствор, КП и твердое вещество можно смешивать или перемешивать с помощью мешалки, смесителя, устройства для перемешивания и т.п. Согласно одному варианту реализации изобретения, ТВКПМС получают путем приведения КП в контакт с минерализованным раствором в течение промежутка времени, достаточного для растворения КП в минерализованном растворе и образования гомогенной смеси. Затем для получения ТВКПМС к гомогенной смеси можно добавить твердые вещества. Согласно альтернативному варианту реализации изобретения, КП, минерализованный раствор и твердое вещество одновременно приводят в контакт с получением смеси, которую затем можно подвергнуть смешиванию/перемешиванию в течение промежутка времени, достаточного для образования гомогенной смеси. С помощью настоящего описания обычный специалист в данной области техники может определить условия перемешивания (скорость перемешивания, время и т.д.).

[0047] ТВКПМС может характеризоваться увеличением способности к суспендированию по сравнению с другим подобным составом, приготовленным в отсутствие КП. На способность ТВКПМС к суспендированию указывает седиментация твердых веществ и/или фазовое разделение, о которых свидетельствует образование слоя прозрачного минерализованного раствора у поверхности жидкости. Степень фазового разделения можно определить путем смешивания твердых веществ (например, карбоната кальция) и КПМС в прозрачной трубке с образованием ТВКПМС и затем выдерживания для осаждения твердого вещества с течением времени. Как правило, когда твердое вещество в ТВКПМС осаждается, в районе верхней части трубки наблюдается прозрачная жидкость. Например, трубка 10, содержащая ТВКПМС, после смешивания и отстаивания может выглядеть, как показано на Фиг.1. Как видно на Фиг.1, трубка 10 содержит как суспендированное твердое вещество 30, так и прозрачную жидкость 20. Степень фазового разделения рассчитывают путем деления высоты прозрачной жидкости (т.е. h3 или h1-h2) на общую высоту жидкости (т.е. h1) и умножения на 100%. Согласно одному варианту реализации изобретения, степень фазового разделения ТВКПМС составляет примерно от 0% до примерно 60%, альтернативным образом, примерно от 1% до примерно 30%, альтернативным образом, примерно от 2% до примерно 10% через промежуток времени примерно от 2 часов до примерно 14 дней, альтернативным образом, примерно от 4 часов до примерно 7 дней, альтернативным образом, примерно от 6 часов до примерно 24 часов.

[0048] Согласно одному варианту реализации изобретения, ТВКПМС демонстрирует поведение неньютоновской жидкости, как описано ранее в настоящей заявке. Согласно одному варианту реализации изобретения, при низкой скорости сдвига, равной примерно от 0,1 сек-1 до примерно 10 сек-1, альтернативным образом, примерно от 0,5 сек-1 до примерно 5 сек-1, альтернативным образом, примерно от 1 сек-1 до примерно 2 сек-1, вязкость ТВКПМС может составлять примерно от 100 сантипуаз до примерно 40000 сантипуаз, альтернативным образом, примерно от 400 сантипуаз до примерно 10000 сантипуаз, альтернативным образом, примерно от 800 сантипуаз до примерно 6000 сантипуаз, при температуре примерно от 75°F до примерно 500°F, альтернативным образом, примерно от 100°F до примерно 400°F, альтернативным образом, примерно от 200°F до примерно 350°F. При увеличении скорости сдвига примерно от 3 сек-1 до примерно 300 сек-1, альтернативным образом, примерно от 10 сек-1 до примерно 100 сек-1, ТВКПМС может демонстрировать разжижение при сдвиге при температуре примерно от 75°F до примерно 500°F, альтернативным образом, примерно от 100°F до примерно 400°F, альтернативным образом, примерно от 200°F до примерно 300°F.

[0049] Согласно одному варианту реализации изобретения, ТВКПМС, содержащий КП, минерализованный раствор и твердое вещество описанного в настоящей заявке типа (например, карбонат кальция), является эффективным в качестве агента для регулирования потерь жидкости. В частности, объем фильтрата при потере жидкости для ТВКПМС может составлять примерно от 0 мл до примерно 60 мл, альтернативным образом, примерно от 0 мл до примерно 30 мл, альтернативным образом, примерно от 0 мл до примерно 20 мл, через промежуток времени, равный примерно 30 минутам, как определено согласно API RP 13В.

[0050] КПМС и/или ТВКПМС, содержащий КП описанного в настоящей заявке типа, можно применять при эксплуатации нефтяных месторождений. В частности, КПМС и/или ТВКПМС можно вводить в ствол скважины и использовать для технического обслуживания ствола скважины согласно методам, известным специалистам в данной области техники. Например, КПМС и/или ТВКПМС можно применять при бурении, подготовке, заканчивании, обслуживании или повышении продуктивности ствола скважины при добыче углеводородов в подземной формации, через которую проходит ствол скважины. Согласно одному варианту реализации изобретения, КПМС и/или ТВКПМС готовят в месте расположения скважины. Например, КП можно смешивать с другими компонентами КПМС и/или ТВКПМС на поверхности и затем вводить в скважину. Альтернативным образом, КПМС и/или ТВКПМС готовят вне места эксплуатации скважины и транспортируют к месту применения перед введением в скважину.

[0051] Согласно одному варианту реализации изобретения, КПМС можно применять в качестве жидкостей для заканчивания скважин, жидкостей для подземного ремонта скважин, вытеснительных жидкостей и жидких пробок. Например, в качестве жидкостей для заканчивания скважин КПМС можно вводить в скважину для облегчения заключительных операций перед началом добычи. КПМС можно использовать для контроля целостности оборудования, расположенного в скважине, не нанося вреда продуктивной формации или компонентам для заканчивания скважины. КП можно включить в КПМС перед введением жидкости в скважину согласно варианту реализации, предусматривающему применение одного потока. Альтернативным образом, КП можно смешивать с другими компонентами КПМС во время введения в ствол скважины, например, в двухпотоковом процессе, при котором один поток содержит КП, а второй поток содержит минерализованный раствор. Согласно одному варианту реализации изобретения, минерализованный раствор и КП вводят в ствол скважины в отдельных потоках, и КПМС образуется в скважине. Согласно одному варианту реализации изобретения, КП вводят в скважину, где он вступает в контакт с природным минерализованным раствором, присутствующем в формации, и образует КПМС in situ.

[0052] Сравнительно низкая вязкость, создаваемая КПМС при высоких скоростях сдвига, как описано ранее в настоящей заявке, указывает, что жидкость может течь в трубе и межтрубном пространстве без применения излишнего давления для преодоления трения. Таким образом, низкая вязкость КПМС при высоких скоростях сдвига позволяет легко нагнетать состав и может способствовать его применению в качестве промывочной жидкости во время бурения ствола скважины. При низких скоростях сдвига высокая вязкость КПМС позволяет составу функционировать в качестве агента, регулирующего значение потерь жидкости. В качестве жидкостей для ремонта скважин КПМС можно применять для ремонта существующей эксплуатационной скважины или интенсификации притока к ней с целью восстановления, продления или увеличения добычи углеводородов.

[0053] Согласно одному варианту реализации изобретения, ТВКПМС можно применять в качестве буровых растворов, жидкостей, применяемых при заполнении скважинного фильтра гравием, жидкостей для гидроразрыва, жидкостей для регулирования потерь жидкости, жидкостей для регулирования поглощения, суспендирующих агентов или их комбинаций. Например, в качестве бурового раствора ТВКПМС может циркулировать вниз через полую бурильную колонну и наружу через буровую коронку, прикрепленную к ней, при вращении бурильной колонны для бурения ствола скважины. Буровой раствор может течь обратно к поверхности через затрубное пространство между бурильной колонной и стволом скважины и образовывать фильтрационную корку на стенках ствола скважины и переносить буровой шлам к поверхности. КП можно включить в состав ТВКПМС перед введением жидкости в скважину согласно варианту реализации, предусматривающему применение одного потока. В качестве агентов, регулирующих потери жидкости, ТВКПМС можно применять для регулирования или снижения потерь жидкости за счет утечки и/или абсорбции в пласт (например, избыточной потери жидкости из фильтрационной корки в подземную формацию). Потеря жидкости, которая часто имеет место в стволе скважины, может привести к серьезным проблемам. Например, на стенках ствола скважины может накапливаться чрезмерное количество фильтрационной корки, что приводит к заклиниванию бурильной трубы и может затруднять ее удаление из ствола скважины.

[0054] Кроме того, сравнительно высокая вязкость, создаваемая ТВКПМС в диапазоне низких скоростей сдвига, как описано ранее, позволяет суспендировать твердые вещества и обеспечивать регулирование потери жидкости. Подобно КПМС, сравнительно низкая вязкость, создаваемая ТВКПМС при высоких скоростях сдвига, позволяет предположить, что течение жидкости в трубе и затрубном пространстве (например, во время циркуляции жидкости) можно обеспечить без применения излишнего давления на преодоление трения.

[0055] Согласно некоторым вариантам реализации изобретения, способ применения КПМС может также включать техническое обслуживание ствола скважины с помощью жидкости для технического обслуживания ствола скважины. Кроме того, указанный способ может также включать извлечение нефти из ствола скважины после технического обслуживания. Как отмечается, некоторые варианты реализации настоящего изобретения обеспечивают явные преимущества в отношении улучшения ствола скважины и могут влиять на эффективность скважины.

ПРИМЕРЫ

[0056] Варианты реализации изобретения в целом уже описаны ранее, и следующие примеры приведены в качестве конкретных вариантов реализации изобретения и призваны продемонстрировать его практическое применение и преимущества. Понятно, что указанные примеры приведены для иллюстрации и не предполагают ограничения описания или формулы изобретения каким-либо образом.

ПРИГОТОВЛЕНИЕ ОБРАЗЦОВ

[0057] В приведенном ниже примере все образцы были приготовлены с применением следующей общей методики, если не указано иное. Образцы готовили путем перемешивания минерализованного раствора и КП с помощью подвесной мешалки LR400D, которую можно приобрести в компании Yamato Scientific America Inc. Затем перед испытанием образцы оставляли гидратироваться в течение ночи или дольше. После этого, если образцы оставались зернистыми по внешнему виду, осуществляли короткое заключительное перемешивание в течение примерно 30 секунд с применением ручного смесителя, который можно приобрести в компании Braun.

[0058] Реологические свойства определяли с помощью вискозиметра Chandler Model 5550, с конфигурацией ротор-отвес R1/B1. Вискозиметр был запрограммирован работать в режиме линейного изменения скорости сдвига при температуре окружающей среды (75°F) с интервалами 50°F и конечной температурой 350°F. Применяли давление азота, равное 320 psi (2,2 МПа). Линейные изменения включали измерения вязкости при скоростях вращения от 0,59 оборотов в минуту до 300 оборотов в минуту. Время нагревания между линейными изменениями составляло примерно 8 минут. Затем образцы выдерживали при температуре испытания в течение примерно 11 минут во время линейного изменения.

ПРИМЕР 1

[0059] Были исследованы растворимость, термическая стабильность и реологические свойства КП в минерализованном растворе CaCl2. Применяемая соль CaCl2 представляла собой содержащие 95% CaCl2 мини-гранулы, которые можно приобрести в компании Cal-Chlor Corp., и применяемый катионный полимер представлял собой поли-ДАДМАХ, которые можно приобрести в компании Northaven Chemicals. Образец 1 готовили с использованием 10,5 фунт/баррель поли-ДАДМАХ для загущения 11,6 ф/гал минерализованного раствора CaCl2. В частности, 0,20 г гидроксида кальция диспергировали в 210 г деионизированной воде и добавляли 140 г соли CaCl2 до тех пор, пока жидкость не становилась полупрозрачной. Далее, медленно добавляли 7,5 г поли-ДАДМАХ, смесь перемешивали в течение 15 минут и затем оставляли гидратироваться на всю ночь перед испытанием.

[0060] Проводили реологические испытания, результаты которых показаны на Фиг.2 и 3. Фиг.2 представляет собой графическое отоображение вязкости как функции скорости сдвига при различных температурах. Как видно из Фиг.2, КП в минерализованном растворе создавал вязкости, находящиеся в диапазоне примерно от 20 до примерно 2500 сантипуаз в зависимости от скорости сдвига. При всех температурах, вязкость жидкости проявляла свойство уменьшаться при сдвиге. Фиг.3 представляет собой графическое изображение напряжения сдвига как функции скорости сдвига при различных температурах. Как видно из Фиг.3, при всех температурах наблюдалось изменение угла наклона при скоростях сдвига в диапазоне 10 и 20 сек-1. Такое наблюдаемое изменение указывало, что доминирующие взаимодействия полимер-полимер различаются при низких и высоких скоростях сдвига. Показатели текучести (n') и показатели консистенции (K') оценивали раздельно как для участков низких, так и высоких скоростей сдвига, путем нанесения на кривую полученных данных, с применением модели степенной зависимости, при этом показатель текучести представлял собой тангенс угла наклона, а показатель консистенции текучести представлял собой отрезок, отсекаемый на координатной оси. Результаты представлены в таблице 1.

Таблица 1
Температура (°F) Низкая скорость сдвига Высокая скорость сдвига Вязкость (1 сек-1) Вязкость (170 сек-1)
n' K' n' K'
78 0,1964 0,0509 0,7508 0,0125 2,436 167
100 0,1865 0,0455 0,7156 0,0106 2,179 118
150 0,2003 0,0278 0,7015 0,0066 1,330 68
200 0,2149 0,0196 0,7010 0,0044 939 45
250 0,2113 0,0170 0,7006 0,0032 814 33
300 0,3602 0,0106 0,6844 0,0029 509 27
350 0,3115 0,0125 0,5949 0,0041 596 24

[0061] Как видно из таблицы 1, индексы потоков на участке пониженных скоростей сдвига указывают, что КП в минерализованном растворе CaCl2 проявлял способность к образованию суспензии даже при температурах вплоть до 350°F.

ПРИМЕР 2

[0062] Изучали способность КП загущать минерализованные растворы CaBr2 и ZnBr2 и сравнивали поведение КП и минерализованного раствора CaCl2. Готовили три образца, обозначаемые как образцы 2-4, путем применения 10,5 фунт/баррель поли-ДАДМАХ для загущения 11,6 ф/гал минерализованного раствора CaCl2, 13,2 ф/гал минерализованного раствора CaBr2 и 19,2 ф/гал минерализованного раствора ZnBr2 соответственно. Перед испытанием все образцы оставляли гидратироваться на всю ночь и затем проводили реологическое исследование. Результаты представлены в таблице 2.

Таблица 2
Температура (°F) Образец 2. Вязкость (170 сек-1) Образец 3. Вязкость (170 сек-1) Образец 4. Вязкость (170 сек-1)
78 247 226 265
100 193 173 166
150 109 103 78
200 74 71 50
250 52 51 36
300 37 38 28
350 26 27 22

[0063] Как видно из таблицы 2, образцы 2-4 проявляли сопоставимые значения вязкости в исследованных диапазонах температур. Обычное термическое разжижение наблюдали для каждого образца во время нагревания до 350°F, при этом не наблюдалось признаков сшивания или осаждения полимера. После испытания образцы 2-4 охлаждали до температуры окружающей среды, причем восстановленные образцы представляли собой прозрачные, бесцветные вязкие растворы.

ПРИМЕР 3

[0064] Способность анионного синтетического полимера и неионного полимера увеличивать вязкость минерализованного раствора сравнивали с аналогичной способностью КП. Готовили три образца, обозначенные как образцы 5-7. Образец 5 содержал поли-ДАДМАХ и был аналогичен образцу 1 из примера 1. Образец 6 готовили с применением 5 фунт/баррель сополимера акриламида и AMPS (т.е., анионного синтетического полимера), который можно приобрести в компании Drilling Specialties Company. В частности, 140 г CaCl2 добавляли к 210 г деионизированной воды и перемешивали до тех пор, пока жидкость не становилась полупрозрачной. Далее, медленно добавляли 3,57 г акриламид-AMPS до полного растворения сополимера акриламида и AMPS. Образец 7 готовили с использованием 2,5 фунт/баррель NATROSOL ННХ, представляющего собой неионный сополимер гидроксиэтилцеллюлозы (ГЭЦ), который можно приобрести в компании Hercules Incorporated. В частности, 2 г ГЭЦ добавляли к 280 мл 11,6 ф/гал минерализованного раствора CaCl2. Конечные концентрации минерализованного раствора были такими же, как и в случае образцов 5-7. Образцы оставляли гидратироваться всю ночь и затем проводили реологическое исследование. Результаты показаны на Фиг.4.

[0065] Как видно из Фиг.4, вязкость образцов 6 и 7 при 100°F составляла 189 сантипуаз (102 сек-1) и 460 сантипуаз (102 сек-1) соответственно. Сополимер акриламида и AMPS (2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты) был менее эффективен для сгущения минерализованного раствора CaCl2, поскольку он создавал более низкую вязкость при двойной загрузке полимера. Образец 7 создавал более высокую вязкость, чем образец 5, только до температуры 205°F. Низкая вязкость, наблюдаемая для образца 7 при 240°F, типична для технических характеристик ГЭЦ, которые обычно ограничивают возможность ее применения температурами ниже 240°F. Вязкость образца 6 была более высокой, чем образца 5, на протяжении всего испытания. Однако сополимер акриламида и AMPS образовал гель во время охлаждения, что может потенциально вызвать повреждение пласта и ограничить добычу нефти и газа. Напротив, КП, применяемый в образце 5, продемонстрировал способность загущать минерализованный раствор CaCl2 вплоть до температуры 350°F и также был способен сохранять свою растворимость после воздействия температуры в указанных диапазонах.

ПРИМЕР 4

[0066] Была исследована способность КПМС суспендировать твердое вещество. Применяемый КП представлял собой FLOQUAT FL3249, который является полиамином, доступным для приобретения в компании SNF Floerger. Образец 8 готовили путем добавления 6 г FLOQUAT FL3249 в 81 г деионизированной воды. Далее добавляли 0,1 г гидроксида кальция для установления рН равным примерно 8,5 и добавляли 56 г CaCl2 для доведения конечной плотности минерализованного раствора до 11,6 ф/гал. Жидкость охлаждали до температуры окружающей среды. Затем к 60 мл жидкости добавляли 13,4 г СаСО3 и перемешивали до тех пор, пока смесь не становилась гомогенной. СаСО3 представлял собой осажденный мел, который можно приобрести в компании Fisher Scientific. Затем выполняли реологические исследования образца, результаты которых представлены в таблице 3.

Таблица 3
Температура (°F) Образец 8. Вязкость (2 сек-1) Образец 8. Вязкость (170 сек-1)
78 648 85
100 696 67
150 768 46
200 576 36
250 432 16
300 456 15
350 504 15

[0067] Во время нагревания образец 8 показал нормальное термическое разжижение. При каждой тестируемой температуре образец 8 проявлял значительное разжижение при сдвиге, на что указывало различие в вязкости при 2 сек-1 и при 170 сек-1. Сравнительно высокая вязкость при низкой скорости сдвига свидетельствовала о способности к образованию суспензии. Способность к образованию суспензии также была подтверждена после охлаждения образца 8. Охлажденный образец 8 был гомогенным, при этом признаки осаждения или седиментации карбоната кальция отсутствовали.

ПРИМЕР 5

[0068] Реологические свойства КП в минерализованном растворе CaCl2 были изучены и сравнивались с КП в минерализованном растворе CaCl2, содержащем СаСО3. Образец 9 готовили из 10,5 фунт/баррель поли-ДАДМАХ в 11,6 ф/гал CaCl2 способом, подобным способу, применяемому в примере 1. рН жидкости устанавливали равным 8,4, применяя 0,5 фунт/баррель гидроксида кальция. Проводили реологические исследования, результаты которых показаны в таблице 4 и на Фиг.5, которая представляет собой графическое изображение вязкости как функции скорости сдвига при 350°F.

Таблица 4
Температура (°F) n' K' Вязкость (1 сек-1) Вязкость (40 сек-1) Вязкость (100 сек-1) Вязкость (170 сек-1)
78 0,7707 0,0128 614 264 214 189
100 0,7677 0,0090 429 182 147 130
150 0,7786 0,0045 216 96 78 69
200 0,7605 0,0033 158 65 53 46
250 0,7655 0,0024 113 48 38 34
300 0,7573 0,0019 92 38 30 26
350 0,7839 0,0014 69 31 25 23

[0069] Полученные результаты продемонстрировали, что при каждой температуре, образец 9 проявлял более высокую вязкость при более низкой скорости сдвига 1 сек-1, чем при более высокой скорости сдвига 170 сек-1. Кроме того, при увеличении температуры до 350°F, вязкость образца 9 уменьшалась. Таким образом, образец 9 был способен сохранять способность к разжижению при сдвиге при температурах до 350°F.

[0070] Образец 10 готовили, применяя 80 мл образца 9, путем добавления 20 фунт/баррель порошкового СаСО3. Затем выполняли реологические исследования, результаты которых представлены в таблице 5.

Таблица 5
Температура (°F) n' K' Вязкость (1 сек-1) Вязкость (40 сек-1) Вязкость (100 сек-1) Вязкость (170 сек-1)
78 0,6809 0,0244 1,170 361 269 227
100 0,6373 0,0221 1,057 277 199 164
150 0,5321 0,0214 1,024 182 119 93
200 0,4525 0,0243 1,161 154 93 70
250 0,4146 0,0249 1,192 138 80 59
300 0,4063 0,0233 1,117 125 73 53
350 0,3837 0,0249 1,190 123 70 50

[0071] Полученные результаты показали, что при температуре окружающей среды добавление СаСО3 (образец 10) оказывало больший эффект на низкую скорость сдвига, равную 1 сек-1, чем при высокой скорости сдвига, равной 170 сек-1. Результаты показали, что образец 10 разжижается при сдвиге в большей степени, чем образец 9. Не желая быть ограниченными теорией, полагают, что возможно существование сравнительно слабого взаимодействия между поли-ДАДМАХ и СаСО3. Образец 10 проявлял ожидаемое термическое разжижение при высокой скорости сдвига 170 сек-1, и его вязкость при низкой скорости сдвига, равной 1 сек-1, была сравнительно стабильна в диапазоне температур между 78°F и 350°F. Полученные результаты указывают, что взаимодействие между поли-ДАДМАХ и суспендированным СаСО3 является достаточно сильным, чтобы препятствовать воздействию повышенной температуры, но может быть разрушено механически. Кроме того, способность образца 10 удерживать твердое вещество (СаСО3) в суспензии сохраняется на всем протяжении этого температурного диапазона.

[0072] Также на образце 10 было проведено статическое испытание на старение путем мониторинга степени фазового разделения на протяжении 168 час при температуре окружающей среды (75°F) и при 250°F. Порции по 10 мл образца 10 помещали в два стеклянных флакона и герметизировали. Один флакон держали при температуре окружающей среды, а другой флакон помещали в печь при 250°F. Результаты показаны в таблице 6 и на Фиг.6, которая представляет собой графическое отображение % фазового разделения при 75°F как функции времени.

Таблица 6
Время (час) % осаждение при 75°F % осаждение при 250°F
24 8% 3%
48 21% 3%
72 25% 3%
96 29% 3%
168 34% 3%

[0073] Полученные результаты показали, что во время эксперимента признаки седиментации частиц отсутствовали. СаСО3 оставался в суспензии в образце 10. Имелись признаки осадки в образце 10, в котором прозрачный минерализованный раствор расслаивался у поверхности в виде отдельного слоя. За 168 часов статического испытания на старение при 250°F только 3% образца 10 отслаивалась у поверхности в виде прозрачного минерализованного раствора.

ПРИМЕР 6

[0074] Была изучена способность КП предотвращать потери жидкости в минерализованном растворе CaCl2, содержащем твердое вещество. Образец 11 готовили из 10,5 фунт/баррель поли-ДАДМАХ в 11,6 ф/гал минерализованного раствора CaCl2 и 25 фунт/баррель СаСО3, применяя методику, аналогичную описанной ранее. Эксперименты по определению потерь жидкости выполняли при температуре 250°F и давлении азота 500 psi (3,45 МПа), как описано в API RP-13B. Результаты показаны в таблице 7 и на Фиг.7.

Таблица 7
Время (мин) Объем фильтрата (мл)
3 4
5 6
10 8
15 9
20 10,4
30 12,2

(0075] Полученные результаты показали, что в сумме было собрано 12 мл фильтрата в течение 30-минутного периода испытания, что указывает на способность поли-ДАДМАХ предотвращать потери жидкости при применении в сочетании с карбонатом кальция. После испытания образец 10 удаляли, при этом признаки седиментации или образования когезионного фильтрационного осадка на поверхности фильтровальной бумаги отсутствовали.

ПРИМЕР 7

[0076] Были исследованы реологические свойства КП в минерализованном растворе CaBr2. Образец 12 готовили из 10,5 фунт/баррель поли-ДАДМАХ в 14,2 ф/гал CaBr2, применяя методику, аналогичную описанной ранее; рН образца доводили до примерно 8,2 и проводили реологическое исследование. Результаты показаны в таблице 8 и на Фиг.8 и 9. Фиг.8 представляет собой графическое изображение вязкости как функции скорости сдвига, и Фиг.9 представляет собой графическое изображение вязкости как функции времени при 350°F.

Таблица 8
Температура (°F) n' K' Вязкость (1 сек-1) Вязкость (40 сек-1) Вязкость (100 сек-1) Вязкость (170 сек-1)
78 0,7175 0,0121 579 204 158 136
100 0,6983 0,0108 519 170 129 110
150 0,6628 0,0080 385 111 82 68
200 0,6065 0,0081 388 91 63 51
250 0,6227 0,0062 297 74 52 43
300 0,6058 0,0057 272 64 44 36
350 0,6387 0,0041 195 52 37 31

[0077] Полученные результаты показали, что реологические характеристики поли-ДАДМАХ в минерализованном растворе CaBr2 аналогичны характеристикам поли-ДАДМАХ в минерализованном растворе CaCl2, при этом способность к разжижению при сдвиге сохранялась вплоть до температуры 350°F. Кроме того, термическую стабильность образца 12 тестировали путем выдерживания образца при скорости сдвига 170 сек-1 и температуре 350°F в течение четырех часов. Результаты показаны на Фиг.9. Результаты показали, что вязкость образца 12 уменьшилась примерно от 29 сП до примерно 24 сП, что указывает на термическую стабильность образца 12.

ПРИМЕР 8

[0078] Были исследованы реологические свойства КП в минерализованном растворе ZnBr2. Образец 13 готовили из 10,5 фунт/баррель поли-ДАДМАХ в 19,2 ф/гал ZnBr2 и проводили реологическое исследование. Результаты представлены в таблице 9.

Таблица 9
Температура (°F) n' K' Вязкость (1 сек-1) Вязкость (40 сек-1) Вязкость (100 сек-1) Вязкость (170 сек-1)
80 0,8390 0,0127 607 335 289 265
150 0,9083 0,0026 126 90 82 78
200 0,9218 0,0016 75 56 52 50
250 0,9619 0,0009 44 38 37 36
300 0,9599 0,0007 35 30 29 28
350 0,9989 0,0005 22 22 22 22

ПРИМЕР 9

[0079] Были исследованы реологические свойства КП в минерализованном растворе CaCl2 при более высокой загрузке твердого вещества. Образец 14 готовили из 7 фунт/баррель поли-ДАДМАХ в минерализованном растворе 11,6 ф/гал CaCl2 при 78 фунт/баррель СаСО3 и проводили реологическое исследование при 100°F, 200°F, 300°F и 400°F. Результаты показаны на Фиг.10.

[0080] Полученные результаты позволили сделать вывод, что поли-ДАДМАХ, по-видимому, синергически взаимодействует с суспендированным твердым веществом (например, СаСО3). Такое взаимодействие ведет к увеличению вязкости и характеристик разжижения при сдвиге, которые сохранялись вплоть до температуры 400°F.

[0081] Несмотря на то, что были показаны и описаны варианты реализации изобретения, их модификации могут быть сделаны без отклонения от сущности и положений настоящего описания. Описанные в настоящей заявке варианты реализации изобретения являются только иллюстративными и не предполагают ограничения изобретения. Возможно множество вариантов и модификаций предложенного изобретения, находящихся в рамках настоящего изобретения. Когда однозначным образом указаны численные диапазоны или ограничения, следует понимать, что они включают итеративные диапазоны или ограничения подобной величины, попадающей в пределы таких четко указанных диапазонов или ограничений (например, примерно от 1 до примерно 10 включает 2, 3, 4 и т.п.; больше чем 0,10, включает 0,11, 0,12, 0,13 и т.п.). Например, когда задан числовой диапазон с нижним пределом, R1, и верхним пределом, RU, любое число, попадающее в этот диапазон, считается специально описанным. В частности, следующие числа в пределах этого диапазона специально описаны: R=RL+k*(RU-RL), где k представляет собой переменную, варьирующую от 1 процента до 100 процентов при 1-процентном приращении, т.е. 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. Более того, любой численный диапазон, заданный двумя числами R, как определено выше, также является специально описанным. Применение термина "возможно" в отношении любого элемента пункта формулы изобретения означает, что рассматриваемый элемент является необходимым или, альтернативным образом, не является необходимым. Подразумевают, что обе альтернативы находятся в рамках формулы изобретения. Следует понимать, что применение более широких терминов, таких как содержит, включает, имеет и т.п., служит основанием для более узких терминов, таких как состоящий из, по существу состоящий из, в основном состоящий из и т.д.

[0082] Соответственно, объем охраны не ограничен описанием, приведенным выше, а ограничивается только формулой изобретения, представленной далее, при этом объем включает все эквиваленты объекта изобретения, описанного в формуле изобретения. Все без исключения пункты формулы изобретения включены в описание как варианты реализации настоящего изобретения. Таким образом, пункты формулы изобретения также представляют собой описание и дополнение к вариантам реализации настоящего изобретения. Обсуждение ссылки не является признанием того факта, что указанная ссылка входит в известный уровень техники по отношению к настоящему изобретению, в частности, любая ссылка, которая может иметь дату публикации после даты приоритета настоящей заявки. Содержание всех патентов, заявок на патент и публикаций, упоминаемых в настоящей заявке, тем самым включено в настоящую заявку посредством ссылки в той степени, в которой они обеспечивают иллюстративные, методологические или другие подробности, дополняющие описание, приведенное в настоящей заявке.

1. Способ, включающий:
введение в ствол скважины жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащей катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от 300000 дальтон до 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в жидкости для технического обслуживания ствола скважины в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно общего объема жидкости для технического обслуживания ствола скважины, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита и карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем жидкость для технического обслуживания ствола скважины демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F).

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что катионный полимер включает полиамин, поли(аллиламин), четвертичный амин, галогенид (полиалкил)аммония, галогенид (полиаллилалкил)аммония, хлорид полидиаллилдиметиламмония, поливинилпирролидон, поливинилимидазол, сополимер виниламина и аллиламина, сополимер акриламида и аллиламина, гомополимер хлорида полидиаллилдиметиламмония (поли-ДАДМАХ), сополимер ДАДМАХ и аллиламина, сополимер ДАДМАХ и винилпирролидона, сополимер ДАДМАХ и винилимидазола, сополимер ДАДМАХ и акриламида, поливиниламин, сополимер винилпирролидона-метакриламида-винилимидазола или их комбинации.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что катионный полимер представляет собой гомополимер или сополимер хлорида полидиаллилдиметиламмония.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что катионный полимер не является поперечно-сшитым.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что катионный полимер присутствует в жидкости для технического обслуживания ствола скважины в количестве примерно от 0,14 кг/л до 0,43 кг/л (от 0,5 фунта/баррель до 15 фунтов/баррель) относительно общей массы жидкости для технического обслуживания ствола скважины.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что минерализованный раствор содержит бромид натрия (NaBr), бромид кальция (CaBr2), бромид цинка (ZnBr2), бромид калия (KBr), хлорид натрия (NaCl), хлорид кальция (CaCl2), хлорид цинка (ZnCl2), хлорид калия (KCl) или их комбинации.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что плотность минерализованного раствора составляет от 1 кг/л до 2,3 кг/л (от 8,4 фунта/гал до 19,2 фунта/гал).

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость для технического обслуживания ствола скважины сохраняет вязкость от 100 сантипуаз до 40000 сантипуаз при скорости сдвига от 0,1 сек-1 до 10 сек-1 и при температуре от 24°С до 260°С (от 75°F до 500°F).

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что твердое вещество присутствует в жидкости для технического обслуживания ствола скважины в количестве от 0,28 кг/л до 1,14 кг/л (от 1 фунта/баррель до 400 фунтов/баррель) относительно общего объема жидкости для технического обслуживания ствола скважины.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что твердое вещество содержит карбонат кальция.

11. Способ по п.1, отличающийся тем, что степень фазового разделения жидкости для технического обслуживания ствола скважины составляет от примерно 0% до примерно 60%.

12. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость для технического обслуживания ствола скважины характеризуется значением потерь от примерно 0 мл до примерно 60 мл, определенным согласно API RP13B.

13. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость для технического обслуживания ствола скважины образует стабильную суспензию.

14. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость для технического обслуживания ствола скважины представляет собой жидкость для заканчивания скважин, жидкость для ремонта скважин, вытеснительную жидкость, жидкую пробку или их комбинации.

15. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость для технического обслуживания ствола скважины представляет собой буровой раствор, жидкость, применяемую при заполнении скважинного фильтра гравием, жидкость для гидроразрыва, жидкость для кислотной обработки, жидкость для регулирования потерь жидкости, суспендирующий агент или их комбинации.

16. Способ по п.1, дополнительно включающий:
техническое обслуживание ствола скважины с помощью жидкости для технического обслуживания ствола скважины; и
извлечение нефти из ствола скважины после указанного технического обслуживания.

17. Состав жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащий катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от примерно 300000 дальтон до примерно 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в жидкости для технического обслуживания ствола скважины в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно общего объема жидкости для технического обслуживания ствола скважины, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита, карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем жидкость для технического обслуживания ствола скважины демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F).

18. Состав по п.17, отличающийся тем, что катионный полимер включает полиамин, поли(аллиламин), четвертичный амин, галогенид (полиалкил)аммония, галогенид (полиаллилалкил)аммония, хлорид полидиаллилдиметиламмония, поливинилпирролидон, поливинилимидазол, сополимер виниламина и аллиламина, сополимер акриламида и аллиламина, гомополимер хлорида полидиаллилдиметиламмония (поли-ДАДМАХ), сополимер ДАДМАХ и аллиламина, сополимер ДАДМАХ и винилпирролидона, сополимер ДАДМАХ и винилимидазола, сополимер ДАДМАХ и акриламида, поливиниламин, сополимер винилпирролидона-метакриламида-винилимидазола или их комбинации.

19. Состав по п.17, который демонстрирует поведение неньютоновской жидкости.

20. Состав по п.17, отличающийся тем, что плотность минерализованного раствора составляет от 1 кг/л до 2,3 кг/л (от 8,4 фунта/гал до 19,2 фунта/гал).



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки низкопроницаемой нефтяной залежи. Способ включает вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи, проводку бокового горизонтального ствола, проведение многократного гидравлического разрыва пласта, отбор продукции и закачку рабочего агента оборудованием для одновременно-раздельной добычи и закачки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки низкопроницаемой нефтяной залежи. Способ включает бурение параллельно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин с последующим проведением на них многократного гидравлического разрыва пласта, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в горизонтальных стволах скважин продуктивных пластов в слабосцементированных породах. Обеспечивает повышение надежности и эффективности реализации способа в слабосцементированных породах пласта, сокращение продолжительности проведения спуско-подъемных операций при осуществлении гидравлического разрыва пласта с возможностью герметичного отсечения интервалов друг от друга.

Группа изобретений относится к нефте-, газодобыче с использованием проппантов из полимерных материалов. Способ получения полимерного проппанта повышенной термопрочности, включающий смешивание дициклопентадиена с, по крайней мере, одним из метакриловых эфиров, выбранных из приведенной группы, и, по крайней мере, одним из полимерных стабилизаторов, выбранных из приведенной группы, нагрев исходной смеси до температуры 150-220°C и выдержку при данной температуре в течение 15-360 мин с последующим охлаждением до 20-50°C, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена, по крайней мере, одного из радикальных инициаторов, выбранных из приведенной группы, и катализатора - соединения приведенной общей формулы, где заместитель выбран из приведенной группы, компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, мас.%: полимерные стабилизаторы 0,1-3, радикальные инициаторы 0,1-4, катализатор 0,002-0,02, смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена - остальное, затем полученную жидкую полимерную матрицу выдерживают при температуре 0-50°C в течение 1-40 минут, вводят ее в виде ламинарного потока в предварительно нагретую не ниже температуры матрицы воду при ее постоянном перемешивании, содержащую ПАВ, выбранное из приведенной группы, причем смесь воды с ПАВ имеет вязкость ниже вязкости полимерной матрицы, в процессе постоянного перемешивания воду нагревают до 50-100°C, продолжая перемешивать в течение 1-60 мин, затем образовавшиеся микросферы отделяют от жидкости, нагревают в среде инертного газа до температуры 150-340°C и выдерживают в этой среде и при данной температуре в течение 1-360 мин.

Изобретение относится к обработке подземных пластов, конкретно к добавкам, улучшающим свойства используемых при этом композиций, и способам обработки с использованием этих добавок.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе и гидрофобный зернистый материал, суспендированный в нем, где гидрофобный зернистый материал имеет объемный медианный размер частиц d50 не больше чем 200 микрон, определяемый как медианный диаметр сфер эквивалентного объема, при этом флюид дополнительно включает газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при интенсификации работы скважин методом гидроразрыва пластов. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва с закачкой «подушки» жидкости разрыва.

Изобретение относится к производству проппантов, используемых при добыче нефти и газа. Способ получения материала для проппанта включает получение смеси олигоциклопентадиенов с содержанием тримеров и тетрамеров 5-60 мас.% путем нагрева дициклопентадиена до температуры 150-220°С и выдержки при данной температуре в течение 15-360 мин, охлаждение смеси до 20-50°С, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов следующих компонентов: по крайней мере, один из полимерных стабилизаторов, выбранных из приведенной группы, по крайней мере, один из радикальных инициаторов, выбранных из приведенной группы, по крайней мере, один из метакрилатов, выбранных из приведенной группы, и катализатор - соединение приведенной общей формулы, при этом компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, мас.%: полимерный стабилизатор или смесь стабилизаторов 0,1-3, радикальный инициатор или смесь инициаторов 0,1-4, метакрилат или смесь метакрилатов 0,3-30, катализатор 0,001-0,02, смесь олигоциклопентадиенов - остальное, полученную полимерную матрицу нагревают до температуры 50-340°С и выдерживают при данной температуре в течение 1-360 мин, после чего охлаждают до комнатной температуры.

Изобретение относится к нефте-, газодобычи с применением проппантов. Способ получения проппанта включает получение смеси олигоциклопентадиенов путем нагрева дициклопентадиена до температуры 150-220°С и выдержки при данной температуре в течение 15-360 мин, охлаждение смеси до 20-50°С, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов следующих компонентов: по крайней мере одного из полимерных стабилизаторов, выбранных из указанной группы, по крайней мере одного из радикальных инициаторов, выбранных из указанных соединений, или их смеси, и катализатора - соединения приведенной формулы, при этом компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, масс.%: полимерные стабилизаторы 0,1-3; радикальные инициаторы 0,1-4; катализатор 0,001-0,02; смесь олигоциклопентадиенов - остальное, полученную полимерную матрицу выдерживают при температуре 20-50°С в течение 1-40 минут, после чего вводят в виде ламинарного потока в предварительно нагретую не ниже температуры матрицы воду, содержащую ПАВ из указанной группы, где смесь воды с ПАВ имеет вязкость ниже вязкости полимерной матрицы, в процессе постоянного перемешивания воду нагревают до 50-100°С, продолжая перемешивать в течение 1-60 мин, образовавшиеся микросферы отделяют от воды, нагревают в среде инертного газа до температуры 150-340°С и выдерживают в указанной среде при данной температуре в течение 1-360 мин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений путем регулирования разработки неоднородных пластов.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи углеводородов и обеспечение бесперебойной работы скважин без остановок добычи на время ремонтов.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе и гидрофобный зернистый материал, суспендированный в нем, где гидрофобный зернистый материал имеет объемный медианный размер частиц d50 не больше чем 200 микрон, определяемый как медианный диаметр сфер эквивалентного объема, при этом флюид дополнительно включает газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид является жидкостью-носителем на водной основе, содержащим первый и второй гидрофобные зернистые материалы - частицы, суспендированные в нем, где первые частицы имеют больший удельный вес, чем вторые, и флюид содержит газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения параметров мелкодисперсной водогазовой смеси перед закачкой в пласт.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин, пробуренных в залежи битумов и разрабатываемых термическим методом.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении и оценке эффективности растворителей для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, образующихся на поверхностях технологического оборудования, используемого при добыче, транспортировке и хранении нефти.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Способ включает стадию вибросейсмического воздействия на пласт с помощью генератора упругих волн.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин, повышение эффективности охвата пласта воздействием, расширение технологических возможностей способа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений путем регулирования разработки неоднородных пластов.
Наверх