Способы и композиции для увеличения вязкости тяжелых водных рассолов


 


Владельцы патента RU 2538564:

РОДИА ОПЕРАСЬОН (FR)

Изобретение относится к композициям для увеличения вязкости тяжелых рассольных систем. Способ увеличения вязкости рассольных систем, используемых при подземном ремонте скважин, включает: a) получение рассольной системы, включающей гидратированный полисахарид и, по меньшей мере, одну многовалентную соль, где плотность рассольной системы составляет больше чем примерно 1,2 г/см3 и pH составляет меньше чем примерно 7, по меньшей мере одна многовалентная соль присутствует в количестве от примерно 5 мас.% до примерно 90 мас.% общей массы рассольной системы; и b) прибавление эффективного количества щелочного средства, увеличивая вязкость рассольной системы, где щелочное средство выбирают из группы, состоящей из аминов, глицерофосфатов щелочных металлов, ортофосфатов щелочных металлов, гидроксидов щелочных металлов, карбонатов, алканоламинов, силикатов, цитратов, фосфатов, буферных растворов таковых и их смесей. По другому варианту способ увеличения вязкости рассольных систем, используемых при подземном ремонте скважин, включает: a) получение водной рассольной системы, включающей, по меньшей мере, одну многовалентную соль, где плотность рассольной системы составляет больше чем примерно 1,2 г/см3 и pH составляет меньше чем примерно 7, по меньшей мере одна многовалентная соль присутствует в количестве от примерно 5 мас.% до примерно 90 мас.% общей массы рассольной системы; b) прибавление полисахарида; c) прибавление эффективного количества кислотного буферного средства в рассольную систему для понижения pH соляной системы, так что полисахарид становится способным значительно гидратироваться в рассольной системе, и d) прибавление эффективного количества щелочного средства, увеличивая вязкость рассольной системы, где щелочное средство выбирают из группы, состоящей из аминов, глицерофосфатов щелочных металлов, ортофосфатов щелочных металлов, гидроксидов щелочных металлов, карбонатов, алканоламинов, силикатов, цитратов, фосфатов, буферных растворов таковых и их смесей. По другому варианту способ получения рассольной системы с увеличенной вязкостью, используемой при подземном ремонте скважин, включает: а) прибавление полисахарида к водному соляному раствору, включающему: (i) по меньшей мере, одну многовалентную водорастворимую соль, присутствующую в количестве от примерно 5 мас.% до примерно 90 мас.% общей массы рассольной системы; (ii) плотность между 1,2 г/см3 и 2,4 г/см3 и (iii) значение pH, меньшее, чем примерно 7, благодаря чему полисахарид является способным к значительной гидратации в соляном растворе, и b) прибавление щелочного средства для увеличения pH соляного раствора, увеличивая вязкость рассольной системы, где щелочное средство выбирают из группы, состоящей из аминов, глицерофосфатов щелочных металлов, ортофосфатов щелочных металлов, гидроксидов щелочных металлов, карбонатов, алканоламинов, силикатов, цитратов, фосфатов, буферных растворов таковых и их смесей. По другому варианту способ получения рассольной системы с увеличенной вязкостью, используемой при подземном ремонте скважин, включает: a) прибавление полисахарида к водному соляному раствору, включающему: (i) по меньшей мере, одну многовалентную водорастворимую соль, присутствующую в количестве от примерно 5 мас.% до примерно 90 мас.% общей массы рассольной системы; (ii) плотность между 1,2 г/см3 и 2,4 г/см3; b) прибавление эффективного количества кислоты к соляному раствору, так что полисахарид является способным к значительной гидратации в соляном растворе и с) прибавление щелочного средства для увеличения pH соляного раствора до значения, большего чем 6, увеличивая вязкость рассольной системы, где щелочное средство выбирают из группы, состоящей из аминов, глицерофосфатов щелочных металлов, ортофосфатов щелочных металлов, гидроксидов щелочных металлов, карбонатов, алканоламинов, силикатов, цитратов, фосфатов, буферных растворов таковых и их смесей. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности без использования сшивателей. 4 н. и 9 з.п. ф-лы, 6 пр., 6 табл.

 

Данная заявка устанавливает приоритет временной патентной заявки США № 61/217815, поданной 4 июня 2009, полностью включенной в настоящий документ в качестве ссылки.

Настоящее изобретение относится к композициям и способам для увеличения вязкости тяжелых рассольных систем и, в частности, к увеличению вязкости тяжелых рассольных композиций, включающих катионные полисахариды.

ОПИСАНИЕ ПРЕДШЕСТВУЮЩЕГО УРОВНЯ ТЕХНИКИ

Загущенные водные среды, в особенности, таковые, содержащие соленые буровые воды, можно использовать в нефтепромысловых применениях или в обработках шурфов скважин. Нефтепромысловые применения или обработки шурфов скважин могут включать, среди прочих, способы, в которых используют жидкости для подземного ремонта скважин, такие как буровые растворы, жидкости для капитального ремонта скважин, жидкости для заканчивания скважин, пакерные жидкости, жидкости для обработки скважин, жидкости для обработки подземных пластов, жидкости разрыва, вытесняющие жидкости, жидкости ликвидации скважин, и другие водные жидкости, в которых увеличение вязкости является желательным.

Например, жидкости для капитального ремонта скважин представляют собой такие жидкости, которые используют во время текущего ремонта в пробуриваемой скважине. Такой текущий ремонт включает удаление трубопроводов, замену насоса, вычищение песка или других отложений, скважинные исследования и т.д. Текущий ремонт также широко включает стадии, используемые в подготовке существующей скважины к вторичной или третичной разработке, такие, как прибавление полимера, мицеллярное заводнение, нагнетание пара и т.д. Жидкости разрыва используют в операциях нефтеизвлечения, где подземные пласты обрабатывают для создания путей для извлечения жидкостей из пластов.

На другом примере, жидкости для заканчивания скважин представляют собой такие жидкости, которые используют во время бурения, заканчивания или повторного заканчивания скважины. Операция заканчивания обычно включает перфорацию обшивки, установку трубопроводов и насосов в операциях нефтеизвлечения. Как жидкости для капитального ремонта, так и для заканчивания используют частично для контроля давления в скважине для предотвращения фонтанирования скважины во время заканчивания или капитального ремонта, или для предотвращения обрушения оболочки скважины из-за избыточного роста давления.

Полимеры и химикаты добавляют в рассолы, используемые в жидкостях для подземного ремонта скважин по различным причинам, включающим (но не ограничивающихся этим) увеличение вязкости и увеличение плотности рассола. Например, с целью получить рассол, имеющий соленость примерно в 10-19,5 фунтов на галлон или примерно 1,2-2,3 грамм на миллилитр (г/мл), к рассолу часто добавляют водорастворимые соли, такие как ионные соли кальция, магния и цинка. Водозагущающие полимеры служат для увеличения вязкости рассола и, таким образом, замедляют их миграцию в пласт, и поднимают выбуренные твердые вещества из шурфа. Другое преимущество использования тяжелых рассолов заключается в способности глубже проникать в нефтяные пласты.

Полисахариды, такие как гидроксиэтилцеллюлоза (НЕС), карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметилцеллюлоза (CMC), и синтетические полимеры, такие, как полиакриламиды (РАМ) используют для увеличения вязкости рассолов.

Среди трудностей в использовании целлюлозных полисахаридов, таких как НЕС, в загущении существует образование комков, называемых “рыбьи глаза” из-за низкой гидратации, что может вызвать закупорку и повреждение пласта. НЕС и другие такие полисахариды поверхностно гидратируются слишком быстро и неравномерно, приводя к образованию комков. Многие из этих полисахаридов гидратируются только после повышения температуры рассола и, когда таковые обычно поставляются в виде сухих порошков, требуют специального оборудования для приготовления и/или смешивания и диспергирования при добавлении к рассолам. Далее, воздействие более высоких температур в забое скважины, которые растворяют комки, приводит к флуктуации вязкостей рассолов, приводя к непредсказуемым и нежелательным латентным вязкостям. Более того, многие полисахариды также имеют тенденцию к образованию отдельных смолистых полимерных слоев в рассолах высокой плотности, в особенности, в диапазонах плотностей в 1,2-2,34 г/см3 (10-19,5 ф/гал).

С учетом вышеприведенного, существует потребность в улучшенном способе увеличения вязкости тяжелых рассолов. Является желательным иметь природный полимер, такой, как полисахарид, который увеличивает вязкость тяжелых рассолов, содержащих водорастворимые соли в нефтепромысловых применениях без использования добавок и/или дополнительных стадий обработки перед смешиванием с тяжелыми рассолами. Например, дополнительные стадии, включающие обработку полисахаридов с добавками в значительных количествах сред растворителей, что увеличивает риск воспламенения.

Также является желательным увеличивать вязкость тяжелых рассолов с использованием минимального количества полисахарида. В особенности, является желательным использовать способ, который увеличивает вязкость тяжелого рассола, в особенности, в диапазоне плотностей в 1,2-2,34 г/см3 (10-19,5 ф/гал) без использования традиционных сшивателей или добавок. В соответствии с настоящим изобретением создан способ использования и увеличения вязкости композиций тяжелых рассолов, содержащих водорастворимые соли и катионный полисахарид для нефтепромысловых применений.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В одном аспекте настоящее изобретение представляет собой способ для увеличения вязкости тяжелых рассольных систем, используемых в нефтепромысловых применениях, включающий: получение или приготовление рассольной системы, включающей смесь полисахарида и, по меньшей мере, одной водорастворимой двухвалентной или многовалентной соли, в которой плотность рассольной системы составляет больше чем примерно 1,2 г/см3 (10 фунтов на галлон), и рН рассольной системы составляет меньше чем примерно 7; и прибавление эффективного количества щелочного буферного средства, благодаря чему вязкость рассольной системы увеличивается. В одном варианте осуществления вязкость рассольной системы значительно увеличивают путем прибавления щелочного буферного средства, обычно, на множитель 2 или более, более обычно, на множитель 4 или более, даже более обычно, на множитель 5 или более.

В одном аспекте настоящее изобретение представляет собой способ для увеличения вязкости рассольных систем, используемых в применениях для подземного ремонта скважин, включающий: а) получение водной рассольной системы, включающей гидратированный полисахарид и, по меньшей мере, одну многовалентную соль, в которой плотность рассольной системы составляет больше чем примерно 1,2 г/см3 (10 фунтов на галлон), и рН рассольной системы составляет меньше чем примерно 7; и b) прибавление эффективного количества щелочного буферного средства, таким образом, увеличивая вязкость рассольной системы. В одном варианте осуществления рН рассольной системы на стадии а) составляет меньше чем примерно 5 и, в другом варианте осуществления, составляет меньше чем примерно 4. В одном варианте осуществления рН рассольной системы на стадии b) увеличивают до значения от примерно 4 до более чем примерно 6 и, в другом варианте осуществления, увеличивают от 5 до более, чем примерно 8.

В другом аспекте, настоящее изобретение представляет собой способ для увеличения вязкости рассольных систем, используемых в применениях для подземного ремонта скважин, включающий: а) получение водной рассольной системы, включающей, по меньшей мере, одну многовалентную соль, в которой плотность рассольной системы составляет больше чем примерно 1,2 г/см3 (10 фунтов на галлон); b) прибавление полисахарида; с) прибавление эффективного количества кислотного буферного средства в рассольную систему для понижения рН соляной системы, благодаря чему полисахарид становится способным значительно гидратироваться в рассольной системе; и d) прибавление эффективного количества щелочного средства, таким образом, значительно увеличивая вязкость рассольной системы.

Щелочное средство может представлять собой любой подходящий щелочной буферный раствор или подходящее основание. В одном варианте осуществления щелочное средство выбирают из группы, состоящей из аминов, глицерофосфатов щелочных металлов, ортофосфатов щелочных металлов, гидроксидов щелочных металлов, карбонатов, алканоламинов, силикатов, цитратов, ацетатов, фосфатов, буферных растворов таковых и смесей таковых. В одном конкретном варианте осуществления щелочное средство представляет собой алканоламин, обычно, триэтаноламин, диэтаноламин или моноэтаноламин. В одном варианте осуществления щелочной буфер представляет собой водный раствор фосфата динатрия и фосфата мононатрия. Кислотное буферное средство может представлять собой любой подходящий кислотный буфер или кислоту, включая (но не ограничиваясь ими) серную кислоту, лимонную кислоту, уксусную кислоту, муравьиную кислоту, молочную кислоту, яблочную кислоту, гликолевую кислоту, винную кислоту, азотную кислоту, хлороводородную кислоту, сульфаминовую кислоту, фосфорную кислоту, щавелевую кислоту, бисульфат натрия, любой буферный раствор, содержащий вышеприведенные или любые смеси таковых.

В одном варианте осуществления многовалентная соль включает соль кальция, соль магния, формиатную соль, соль железа, соль цинка или смесь таковых. В другом варианте осуществления многовалентная соль включает хлорид кальция, бромид кальция, иодид кальция, сульфат кальция, хлорид магния, бромид магния, иодид магния, сульфат магния, формиат кальция, формиат магния, хлорид цинка, бромид цинка, иодид цинка, сульфат цинка или любую смесь таковых. Водорастворимые соли также включают сульфат, хлорид и глюконат железа, хлорид, лактат и глицерофосфат кальция.

Полисахарид присутствует в количестве от примерно 0,01% масс. до примерно 10% масс. на основании общей массы рассольной системы. В одном варианте осуществления полисахарид присутствует в количестве от примерно 0,01% масс. до примерно 2% масс. на основании общей массы рассольной системы.

В дальнейшем аспекте настоящее изобретение представляет собой способ для получения рассольной системы с увеличенной вязкостью, используемой в применениях по подземному ремонту скважин, включающий: а) прибавление полисахарида к водному соляному раствору, при этом соляной раствор включает: (i) по меньшей мере, одну многовалентную водорастворимую соль; (ii) характеризуется плотностью между 1,2 г/см3 и 2,4 г/см3 (10 фунтов на галлон и 20 ф/гал), и (iii) значением рН, меньшим, чем примерно 7, благодаря чему полисахарид является способным к значительной гидратации в соляном растворе; и b) прибавление щелочного средства для увеличения рН соляного раствора, таким образом, значительно увеличивая вязкость рассольной системы. В одном варианте осуществления соляной раствор имеет плотность от примерно 1,68 г/см3 до примерно 2,34 г/см3 (14 ф/гал-19,5 ф/гал).

В одном варианте осуществления полисахарид представляет собой катионный полисахарид, полученный реакцией реакционно-способного четвертичного аммонийного соединения с полисахаридом или производным полисахарида, выбранным из группы, состоящей из гуара, гидроксиалкилгуара, карбоксиалкилгуара, карбоксиалкилгидроксиалкилгуара, гидрофобно модифицированного гуара, гидрофобно модифицированного гидроксиалкилгуара, гидрофобно модифицированного карбоксиалкилгуара, гидрофобно модифицированного карбоксиалкилгидроксиалкилгуара, пектина, альгинатов, камеди бобов рожкового дерева, гуммиарабика, камеди гхатти, аравийской камеди, каррагинана, гидроксиалкилцеллюлозы, карбоксиалкилгидроксиалкилцеллюлозы, карбоксиалкилцеллюлозы, алкильных простых эфиров целлюлозы, гидроксиалкилметилцеллюлозы, гидрофобно модифицированной гидроксиалкилцеллюлозы, гидрофобно модифицированной карбоксиалкилгидроксиалкилцеллюлозы, гидрофобно модифицированной карбоксиалкилцеллюлозы, гидрофобно модифицированных алкильных простых эфиров целлюлозы, гидрофобно модифицированной гидроксиалкилметилцеллюлозы, крахмала, трагакантовой камеди, камеди карайи, камеди тары, камеди тамаринда, ксантановой камеди, велановой камеди и сукциноглюканов, и смесей таковых. В одном варианте осуществления катионный полисахарид представляет собой катионный гуар, обычно, гидроксиалкилтриметиламмонийгуар. Катионный полисахарид может иметь среднемассовую молекулярную массу от примерно 100000 до примерно 3000000 Дальтон. В другом варианте осуществления катионный полисахарид имеет среднемассовую молекулярную массу от примерно 1000000 до примерно 2000000 Дальтон.

В одном варианте осуществления рассольная система с увеличенной вязкостью имеет вязкость от примерно 100 до примерно 15000 сП @ 100/сек. В другом варианте осуществления рассольная система с увеличенной вязкостью имеет вязкость от примерно 200 до примерно 5000 сП @ 100/сек.

В еще одном аспекте настоящее изобретение представляет собой способ для получения рассольной системы с увеличенной вязкостью, используемой в применениях по подземному ремонту скважин, включающий: а) прибавление полисахарида к водному соляному раствору, при этом соляной раствор включает: (i) по меньшей мере, одну многовалентную водорастворимую соль; (ii) плотность между 1,2 г/см3 и 2,4 г/см3 (10 фунтов на галлон) и 20 ф/гал); и b) прибавление эффективного количества кислоты к соляному раствору, благодаря чему полисахарид является способным к значительной гидратации в соляном растворе; и с) прибавление щелочного средства к рассольной системе для увеличения рН рассольной системы до значения, большего чем 6, при этом щелочное средство является способным увеличивать вязкость рассольной системы. Кислота может представлять собой любую подходящую кислоту или кислотный буферный раствор.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение имеет дело с увеличением вязкости соляного рассола путем приведения полисахарида в контакт с рассолом так, что получившуюся рассольную систему с увеличенной вязкостью можно использовать в жидкостях для капитального ремонта скважин, бурения, разрыва, и заканчивания скважин. Настоящее изобретение также имеет дело с увеличением вязкости рассольной системы путем увеличения рН рассольной системы (содержащей полисахарид и водорастворимую соль, обычно, многовалентную соль) путем использования щелочного буферного средства.

Тяжелые рассолы, используемые в нефтепромысловых операциях, имеют плотности, варьирующиеся от примерно 1,2 г/см3 (10 ф/гал) до примерно 2,4 г/см3 (20 ф/гал). В некоторых вариантах осуществления тяжелые рассолы имеют плотности, варьирующиеся от примерно 1,8 г/см3 (15 ф/гал) до примерно 2,34 г/см3 (19,5 ф/гал). В других вариантах осуществления тяжелые рассолы имеют плотности, варьирующиеся от примерно 1,92 г/см3 (16 ф/гал) до примерно 2,34 г/см3 (19,5 ф/гал).

Тяжелые рассолы, используемые в настоящем изобретении, в общем, включают воду, которая, естественно, содержит водорастворимые соли. Однако ясно, что рассолы, используемые в настоящем изобретении, могут включать раствор солей, куда добавляют водорастворимые соли для достижения желаемой плотности, или смесь воды, содержащей встречающиеся в природе водорастворимые соли и воды, содержащей добавленные соли (т.е. концентрированный соляной раствор), или природный рассол, куда добавляют водорастворимую соль для достижения желаемой плотности. Добавленные водорастворимые соли могут отличаться от водорастворимых солей, присутствующих в воде в природе.

В одном варианте осуществления изобретения соли могут представлять собой любые подходящие двухвалентные или многовалентные водорастворимые соли, включающие (но не ограничивающиеся ими) соли кальция, соли магния и соли цинка. Многовалентные водорастворимые соли из настоящего изобретения включают (но не ограничиваются ими) хлорид кальция, бромид кальция, иодид кальция, сульфат кальция, хлорид магния, бромид магния, иодид магния, сульфат магния, формиат кальция, формиат магния, формиат цинка, хлорид цинка, бромид цинка, иодид цинка, сульфат цинка; также как и сульфат, хлорид и глюконат железа; хлорид, лактат и глицерофосфат кальция; сульфат и хлорид цинка; и сульфат, и хлорид магния; или любые смеси таковых. В одном конкретном варианте осуществления многовалентная водорастворимая соль представляет собой соль кальция, такую, как хлорид кальция, бромид кальция и сульфат кальция. В другом варианте осуществления многовалентные водорастворимые соли представляют собой соли цинка, включающие (но не ограничивающиеся ими) хлорид цинка и бромид цинка из-за низкой стоимости и легкой доступности.

В соответствии с настоящим изобретением массовый (масс.) % водорастворимой соли в тяжелом рассоле может широко варьироваться, от примерно 5% масс. до примерно 90% масс. на основании массы рассола, в других вариантах осуществления массовый % водорастворимых солей в тяжелом рассоле составляет от примерно 10% масс. до примерно 80% масс. на основании массы рассола, в других вариантах осуществления массовый % водорастворимых солей в тяжелом рассоле составляет от примерно 10% масс. до примерно 75% масс. на основании массы рассола, в других вариантах осуществления массовый % водорастворимых солей в тяжелом рассоле составляет от примерно 20% масс. до примерно 60% масс. на основании массы рассола.

Обычно соли цинка варьируются от примерно 10% масс. до примерно 50% масс. на основании массы рассола, более предпочтительно, от примерно 30% масс. до примерно 50% масс. Рассол также может содержать различные одновалентные, двухвалентные и многовалентные соли, например рассолы, содержащие встречающиеся в природе соли, куда добавляют многовалентные соли для увеличения плотности рассола до желаемого уровня. Примеры одновалентных и двухвалентных солей включают (но не ограничиваются ими) хлорид натрия, бромид натрия, хлорид калия, бромид калия, хлорид цинка, бромид цинка, хлорид кальция, бромид кальция и хлорид магния, и смеси таковых. Обычно соли кальция варьируются от примерно 1% масс. до примерно 55% масс. на основании массы рассола, и, более обычно, от 10% масс. до примерно 55% масс. Обычно, массовый % общего количества растворенных твердых веществ в рассоле находится в диапазоне от примерно 10% масс. до примерно 80% масс., более обычно, от примерно 30% масс. до примерно 80% масс.

Подходящие полисахариды включают (но не ограничиваются ими) агар, производные агара, альгинаты, производные альгинатов, амилозу, производные амилозы, аравийскую камедь/смолу акации, производные аравийской камеди/смолы акации, арабиногалактан, производные арабиногалактана, бензойную смолу, производные бензойной смолы, камедь рожкового дерева, производные камеди рожкового дерева, каррагинан, производные каррагинана, камедь кассии, производные камеди кассии, целлюлозу, производные целлюлозы (включающие - но не ограничивающиеся ими - метилцеллюлозу, гидроксибутилцеллюлозу, гидроксипропилцеллюлозу и смеси таковых), хитин, производные хитина, дамар, производные дамара, декстран, производные декстрана, декстрин, производные декстрина, геллановую камедь, производные геллановой камеди, желатин, производные желатина, камедь гхатти, производные камеди гхатти, гуаровую камедь, производные гуаровой камеди, камедь карайи, производные камеди карайи, леван, производные левана, камедь бобов рожкового дерева, производные камеди бобов рожкового дерева, пектин, производные пектина, пуллулан, производные пуллулана, рамзановую камедь, производные рамзановой камеди, сандараковую камедь, производные сандараковой камеди, крахмал, производные крахмала, сукциноглюкан, производные сукциноглюкана, тамариндовую камедь, производные тамариндовой камеди, камедь тары, производные камеди тары, камедь трагаканта, производные камеди трагаканта, ксантановую камедь и производные ксантановой камеди.

В одном варианте осуществления используют катионные полисахариды, которые включают (но не ограничиваются ими) любой встречающийся в природе катионный полисахарид, также как и полисахариды и производные полисахаридов, которые были катионизированы химическими способами, например, кватернизацией при помощи различных четвертичных соединений аминов, содержащих реакционно-способные хлоридные или эпоксидные участки. Способы получения катионных полисахаридов раскрыты в патентах США №№ 4663159, 5037930, 5473059, 5387675, 3472840 и 4031307, все из которых являются включенными в данный документ путем ссылки. Катионные производные получают путем взаимодействия между гидроксильными группами полисахарида и реакционно-способными хлоридными или эпоксидными участками. Степень замещения катионных групп в структуре гуара должна быть достаточной для обеспечения нужной плотности катионного заряда.

Примеры катионизированных полисахаридов включают (но не ограничиваются ими) полисахариды и производные полисахаридов, выбранные из группы, состоящей из гуара, гидроксиалкилгуара, карбоксиалкилгуара, карбоксиалкилгидроксиалкилгуара, гидрофобно модифицированного гуара, гидрофобно модифицированного гидроксиалкилгуара, гидрофобно модифицированного карбоксиалкилгуара, гидрофобно модифицированного карбоксиалкилгидроксиалкилгуара, пектина, альгинатов, камеди бобов рожкового дерева, гуммиарабика, камеди гхатти, аравийской камеди, каррагинана, гидроксиалкилцеллюлозы, карбоксиалкилгидроксиалкилцеллюлозы, карбоксиалкилцеллюлозы, алкильных простых эфиров целлюлозы, гидроксиалкилметилцеллюлозы, гидрофобно модифицированной гидроксиалкилцеллюлозы, гидрофобно модифицированной карбоксиалкилгидроксиалкилцеллюлозы, гидрофобно модифицированной карбоксиалкилцеллюлозы, гидрофобно модифицированных алкильных простых эфиров целлюлозы, гидрофобно модифицированной гидроксиалкилметилцеллюлозы, крахмала, трагакантовой камеди, камеди карайи, камеди тары, камеди тамаринда, ксантановой камеди, велановой камеди и сукциноглюканов, и смесей таковых.

В одном варианте осуществления катионный полисахарид представляет собой гуар, имеющий катионные функциональные группы, включающие (но не ограничивающиеся ими) гидроксиалкилтриметиламмонийные, обычно, гидроксипропилтриметиламмонийные и алкилтриметиламмонийные группы. Обычно общее молярное замещение составляет, по меньшей мере, 0,1.

В одном варианте осуществления катионные полисахариды представляют собой катионные гуары и катионные гидроксиалкилгуары, такие, как катионный гидроксипропилгуар и катионный гидроксиэтилгуар, которые происходят из возобновляемых природных источников, которые являются более экологически приемлемыми по сравнению с синтетическими полимерами. Примеры катионной гуаровой камеди включают гидроксипропилтриметиламмонийхлоридное гуаровое производное, полученное реакцией гуаровой камеди с N-(2-гидроксипропил-3-хлор)триметиламмонийхлоридом. Соотношение гидроксипропилтриметиламмонийхлоридного фрагмента и сахаридной единицы гуаровой камеди может составлять 0,03-0,5, обычно, 0,15-0,25. Более обычно, катионный гуаровый полимер представляет собой гуаргидроксипропилтриметиламмонийхлорид. Конкретные неограничивающие примеры катионных гуаровых полимеров включают: Jaguar RTM.C 13S, имеющий плотность катионного заряда примерно в 0,8 мЭкв/г (производимый Rhodia Inc.) и Jaguar RTM. C17, имеющий плотность катионного заряда примерно в 1,6 мЭкв/г (производимый Rhodia Inc., Cranbury, NJ).

Далее, в жидкостях для подземного ремонта скважин предпочтительными являются катионные гуары, которые способствуют более легкому извлечению полимеров по сравнению с РАМ, как только операция будет завершена. Наиболее предпочтительными являются катионные гуары, которые обладают меньшей тенденцией адсорбироваться или осаждаться в подземных пластах, минимизируя долговременное повреждение пластов. Среднемассовая молекулярная масса катионных гуаров, пригодных для настоящего изобретения, составляет больше чем 1000000, обычно, больше чем 2000000. В одном варианте осуществления среднемассовая молекулярная масса составляет больше чем примерно 3000000. В одном варианте осуществления среднемассовая молекулярная масса составляет от примерно 100000 до примерно 3000000. В другом варианте осуществления среднемассовая молекулярная масса составляет от примерно 300000 до примерно 2500000.

Совместно с катионными гуарами можно использовать любые анионные противоионы. Катионные гуары должны оставаться растворимыми в рассоле и, до тех пор, пока противоионы являются физически и химически совместимыми с соединениями цинка и не уменьшают чрезмерно каким-либо иным образом эффективность и стабильность. Неограничивающие примеры таких противоионов включают: галогениды (например, хлорид, фторид, бромид, иодид), сульфат, метилсульфат и смеси таковых.

В соответствии с настоящим изобретением для приведения в контакт катионного полисахарида для увеличения вязкости рассолов можно использовать любой подходящий способ, такой как, например, смешивание при помощи обычного оборудования для смешивания нефтепромысловой буровой жидкости. Такое приведение катионного полисахарида в контакт или смешивание может происходить в присутствии или в отсутствие поверхностно-активного вещества. Обычно с целью значительно гидратировать катионный полисахарид, который в одном варианте осуществления представляет собой катионный гуар, рассольную систему следует сделать достаточно кислотной.

Рассолы с увеличенной вязкостью, имеющие желаемую вязкость, специалисты в данной области техники могут использовать в качестве жидкостей для подземного ремонта скважин в нефтепромысловых операциях. обычно, жидкости для подземного ремонта скважин, включающие рассолы с увеличенной вязкостью можно использовать в любых пробуриваемых скважинах, имеющих температуру в диапазоне от примерно 26,67°С (80°F) до примерно 148,89°С (300°F). Такие жидкости для подземного ремонта скважин имеют вязкости, в одном варианте осуществления, от примерно 200 сП до примерно 15000 сП. В другом варианте осуществления такие жидкости для подземного ремонта скважин имеют вязкости от примерно 200 сП до примерно 10000 сП @ 100/сек. В другом варианте осуществления такие жидкости для подземного ремонта скважин имеют вязкости от примерно 300 сП до примерно 5000 сП @ 100/сек. В другом варианте осуществления такие жидкости для подземного ремонта скважин имеют вязкости от примерно 300 сП до примерно 4000 сПз @ 100/сек.

Так, в одном варианте осуществления настоящее изобретение представляет собой способ для увеличения вязкости водных рассольных систем, используемых в нефтепромысловых применениях, включающий сначала гидратацию полисахарида в соляном растворе. Водный соляной раствор содержит, по меньшей мере, одну водорастворимую соль и может уже иметь кислотный рН, так что полисахарид может полностью или значительно гидратироваться в соляном растворе. Альтернативным образом соляной раствор содержит, по меньшей мере, одну водорастворимую соль, но не находится при рН, достаточном для полной или значительной гидратации полисахарида в соляном растворе. Если рН не является достаточным для гидратации полисахарида, то рН соляного раствора следует понизить с использованием эффективного количества кислоты, которая включает кислоту и/или кислотный буфер. Эффективное количество варьируется в зависимости от типа использованной кислоты или кислотного буфера, и от рН существующего соляного раствора. Однако ясно, что в одном варианте осуществления эффективное количество представляет собой количество, необходимое для понижения рН соляного раствора до значения, меньшего чем примерно 7.

Как только полисахарид полностью или частично гидратируется в соляном растворе, в рассольную систему добавляют щелочное средство, которое может представлять собой основание и/или щелочной буферный раствор. Рассольная система в одном варианте осуществления включает соляной раствор, имеющий одну или более водорастворимых многовалентных солей, кислоту или кислотный буфер, и гидратированный полисахарид. (В других вариантах осуществления рассольная система включает водный раствор солей одной или более водорастворимых солей, и кислоту или кислотный буфер).

Щелочное средство, которое может представлять собой основание или щелочной буферный раствор, добавляют в рассольную систему для увеличения рН рассольной системы. Увеличение рН рассольной системы соотносится с увеличением в вязкости рассольной системы. Описание полисахаридов и водорастворимых солей, использованных в настоящем изобретении, было приведено выше. Щелочное буферное средство будет описано ниже. В одном варианте осуществления плотность рассольной системы составляет больше чем примерно 1,2 г/см3 (10 ф/гал). В некоторых вариантах осуществления плотность рассольной системы находится между примерно 1,2 (10) и примерно 2,4 г/см3 (20 ф/гал), более обычно, между примерно 1,68 г/см3 (14 ф/гал) и 2,34 г/см3 (19,5 ф/гал). В одном варианте осуществления плотность рассольной системы находится между примерно 1,92 (16) и 2,4 г/см3 (20 ф/гал).

рН рассольной системы после прибавления кислоты или кислотного буфера составляет меньше чем примерно 7,5, в одном варианте осуществления составляет меньше чем примерно 7, в одном варианте осуществления составляет меньше чем примерно 6,5, в одном варианте осуществления составляет меньше чем примерно 6, в другом варианте осуществления составляет меньше чем примерно 5,5, в одном варианте осуществления составляет меньше чем примерно 5, в одном варианте осуществления составляет меньше чем примерно 4,5 и в другом варианте осуществления составляет меньше чем примерно 4. В одном варианте осуществления рН рассольной системы после прибавления кислоты или кислотного буфера составляет примерно 3,5. В еще другом варианте осуществления рН рассольной системы после прибавления кислоты или кислотного буфера составляет примерно 3, и в другом варианте осуществления составляет меньше чем примерно 2,5.

рН рассольной системы, которая содержит встречающиеся в природе водорастворимые соли, можно регулировать через прибавление кислоты к рассольной системе. Как указывалось ранее, с целью достаточным образом гидратировать полисахарид в рассольной системе, следует использовать кислоту или кислотный буфер. Ясно, что кислоту или кислотный буфер можно добавлять к рассолу до прибавления полисахарида, одновременно с прибавлением полисахарида или после прибавления полисахарида, до тех пор, пока полисахарид будет гидратироваться в рассоле до прибавления щелочного средства.

В одном варианте осуществления кислотный буферный раствор представляет собой водный раствор уксусной кислоты и ацетата натрия, который добавляют к рассольной системе одновременно с, до или после прибавления полисахарида, который обычно представляет собой катионный гуар.

В одном варианте осуществления 25% кислотный буферный раствор добавляют к системе рассол-полимер. В одном варианте осуществления между примерно 0,1 и примерно 3 мл 25% кислотного буферного раствора добавляют к примерно 200 г соляного раствора. В другом варианте осуществления между примерно 0,1 и примерно 2 мл 25% кислотного буферного раствора прибавляют примерно к 200 г соляного раствора. Еще в другом варианте осуществления между примерно 0,1 и примерно 1 мл 25% кислотного буферного раствора прибавляют примерно к 200 г соляного раствора.

Однако ясно, что можно использовать другие кислотные растворы и кислотные буферные растворы, включая (но не ограничиваясь ими) серную кислоту, лимонную кислоту, уксусную кислоту, муравьиную кислоту, молочную кислоту, яблочную кислоту, гликолевую кислоту, винную кислоту, азотную кислоту, хлороводородную кислоту, сульфаминовую кислоту, фосфорную кислоту, щавелевую кислоту, бисульфат натрия, любой буферный раствор, содержащий любую из вышеприведенных и им подобные. Выбор и количество кислоты, используемой для обеспечения конечного кислотного эффекта и/или желаемого рН может зависеть от "силы" кислоты. Обычно рН системы рассол-полимер снижают до рН примерно в 3, чтобы достаточным образом гидратировать полисахарид.

Было обнаружено, что после гидратации полисахарида (например, раствора катионного гуара) в системе рассол-полимер, которая содержит многовалентную водорастворимую соль (например, в 1,38 г/см3 (11,5 ф/гал) хлорида кальция) увеличение рН раствора полимер-рассол увеличивает вязкость раствора полимер-рассол. Хотя это и не имеет теоретического обоснования, считается, что увеличение рН раствора вызывает внутримолекулярное сшивание между полисахаридными полимерами при помощи водорастворимой многовалентной соли. Это внутримолекулярное сшивание, в свою очередь, увеличивает вязкость раствора полимер-рассол.

Обычно буферные средства используют для увеличения рН раствора полимер-рассол. Буферными средствами обычно называют средства, которые можно использовать для регулирования рН композиций до диапазона примерно рН 6,5 - примерно рН 10.

В одном варианте осуществления рН раствора полимер-рассол увеличивают от примерно рН меньше чем 5 до рН больше чем выше 8 с использованием щелочного средства. В другом варианте осуществления рН раствора полимер-рассол увеличивают от примерно рН меньше чем 4 до рН больше чем выше 6 с использованием щелочного средства. В другом варианте осуществления рН раствора полимер-рассол увеличивают от примерно рН меньше чем 4 до рН больше чем выше 7 или 8 с использованием щелочного средства. Еще в другом варианте осуществления рН раствора полимер-рассол увеличивают от примерно рН 3 до примерно рН больше чем примерно 6 или примерно 6,5 с использованием щелочного средства. В другом варианте осуществления рН раствора полимер-рассол увеличивают от примерно рН меньше чем 3 до рН больше чем выше 7 с использованием щелочного средства. Еще в другом альтернативном варианте осуществления рН раствора полимер-рассол увеличивают от примерно рН меньше чем 3 до рН больше чем выше 8 с использованием щелочного средства.

Подходящие щелочные средства включают (но не ограничиваются ими) амины; глицерофосфаты щелочных металлов; ортофосфаты щелочных металлов; гидроксиды щелочных металлов; включающие (но не ограничивающиеся ими) гидроксид натрия и гидроксид калия; карбонаты; алканоламины, включающие (но не ограничивающиеся ими) триалканоламины, диалканоламины и моноалканоламины; силикаты; цитраты; ацетаты; и фосфаты, включающие (но не ограничивающиеся ими) фосфат мононатрия и фосфат тринатрия; также как и щелочные буферные растворы, содержащие любые из перечисленных выше, и им подобные. В одном варианте осуществления буферное средство представляет собой триэтаноламин или диэтаноламин. Щелочные средства используют в диапазоне от примерно 0,1% до примерно 30%, предпочтительно, от примерно 1% до примерно 10%, и, более предпочтительно, от примерно 1,5% до примерно 3%, по массе рассольной системы.

Неорганические пирофосфатные соли также являются пригодными в качестве щелочных средств. Пирофосфатные соли включают (но не ограничиваются ими) двойные пирофосфатные соли щелочных металлов, четвертичные пирофосфатные соли щелочных металлов, буферный раствор таковых и смеси таковых.

В одном варианте осуществления сшивание полисахарида происходит без добавления одного или более сшивателей. Таким образом, раствор полимер-рассол обычно не содержит или содержит следовые количества сшивателей, таких как бура, цирконий или титан, среди прочих. В других вариантах осуществления сшивание полисахаридов происходит в присутствии малого или следового количества одного или более сшивателей. Обычно используют титан или бор в качестве сшивателей, которые можно использовать для сшивания катионных полисахаридов, полученных из полисахаридов, таких, как гуаровая камедь и ее производные, включая гидроксипропилгуар (HPG), карбоксиметилгуар (CMG) и карбоксиметилгидроксипропилгуар (CMHPG).

Подходящие соединения титана, используемые в качестве сшивателей, представляют собой, например, те соединения титана (II), титана (III), титана (IV) и титана (VI), которые являются растворимыми в водной среде. В одном варианте осуществления соединение титана представляет собой соединение титана (IV), то есть соединение титана, в котором атомы титана в соединении находятся в степени окисления +4. В одном варианте осуществления соединение титана представляет собой соль титана, более обычно, водорастворимую соль титана, такую как тетрахлорид титана, тетрабромид титана или тетрааминотитанат. В одном варианте осуществления соединение титана включает один или более хелатов титана. Подходящие хелаты титана являются доступными на рынке и включают, например, ацетилацетонаты титана, титанаты триэтаноламина и лактаты титана. В одном варианте осуществления соединение титана включает один или более сложных эфиров титана. Подходящие сложные эфиры титана являются доступными на рынке и включают, например, н-бутилполититанаты, тетрапропанолат титана, титанаты октиленглицерина, тетра-н-бутилтитанаты, тетра-2-этилгексилтитанаты, тетраизопропилтитанат и тетраизопропилтитанат.

В другом варианте осуществления соединение титана включает (но не ограничивается этим) карбонат аммония-титана, ацетилацетонат титана, ацетилацетонат титана, этилацетоацетат титана, титантриэтаноламин, лактат аммония-титана, хлорид титана, карбонат титана, хлорид аммония-титана, титантриэтаноламин или комбинацию любых двух или более из вышеуказанных.

Другие сшиватели могут включать соединения меди, глиоксаль, соединения циркония, соединения сурьмы, соединения алюминия, соединения железа, соединения хрома, соединения гафния, соединения ниобия, соединения сурьмы, п-бензохинон, дикарбоновые кислоты и их соли, фосфитные соединения и фосфатные соединения.

В одном варианте осуществления соединения циркония включают (но не ограничиваются ими) карбонат аммония-циркония, карбонат натрия-циркония, карбонат калия-циркония, фторид аммония-циркония, хлорид аммония-циркония, цитрат аммония-циркония, хлорид циркония, тетракис(триэтаноламин)цирконат, карбонат циркония, карбонат циркониламмония, лактат натрия-циркония, лактат циркония, ацетилацетонат циркония, цирконийдиизопропиламин, 2-этилгексаноат циркония, ацетат циркония, неодеканоат циркония, комплекс циркония с гидроксиэтилглицином, малонат циркония, пропионат циркония, тартрат циркония, цитрат хрома, ацетат алюминия, пироантимонат калия или любую комбинацию из вышеперечисленных.

В одном варианте осуществления соединение меди представляет собой соль меди, более обычно, водорастворимую соль меди, включающую (но не ограничивающуюся ими) карбонат меди, сульфат меди, оксид меди, карбоксилаты меди, галогениды меди, сульфадиазинмедь, нитрат меди, глюконат меди, пиритион меди, пептиды меди, силикаты меди или соли меди с хинолинами и их производными. В одном варианте осуществления соединение меди включает один или более хелатов меди, или один или более сложных эфиров меди. Обычно, соли меди включают карбонат меди (II) или сульфат меди (II).

Подходящие соединения алюминия включают соединения, которые являются растворимыми в водной среде. В одном варианте осуществления соединение алюминия представляет собой соль алюминия, более обычно, водорастворимую соль алюминия, включающую (но не ограничивающуюся ими) ацетат алюминия, лактат алюминия, хлорид алюминия, алюминат натрия, сульфат алюминия, сульфат алюминия-аммония, нитрат алюминия, фторид алюминия, фосфат алюминия, гидроксид алюминия, хлоргидрат алюминия, сульфат алюминия-калия, дихлоргидрат алюминия, сесквихлоргидрат алюминия, алюминийхлоргидрекс-пропиленгликоль, алюминийдихлоргидрекс-пропиленгликоль, алюминийсесквихлоргидрекс-пропиленгликоль, алюминийхлоргидрекс-полиэтиленгликоль, алюминийдихлоргидрекс-полиэтиленгликоль, алюминийсесквихлоргидрекс-полиэтиленгликоль.

Подходящие дикарбоновые кислоты включают (но не ограничиваются ими) адипиновую кислоту, глутаровую кислоту, янтарную кислоту, изомеры таковых и соли таковых. Обычно, дикарбоновая кислота представляет собой адипиновую кислоту и соли таковых.

Подходящие фосфитные соединения включают соединения, которые являются растворимыми в водной среде. В одном варианте осуществления фосфитное соединение представляет собой алкилфосфит, включающий (но не ограничивающийся ими) триэтилфосфит, триметилфосфит, диметилфосфит или диэтилфосфит. Обычно, фосфитное соединение представляет собой триэтилфосфит.

Подходящие фосфатные соединения включают соединения, которые являются растворимыми в водной среде, включая (но не ограничиваясь ими) метафосфатные соли. Обычно, фосфатное соединение представляет собой триметафосфат тринатрия. В другом варианте осуществления сшиватель включает (но не ограничивается ими) фосфор-органические соединения, фосфиновые соединения, фосфиноксидные соединения, фосфинитные соединения, фосфонитные соединения, фосфинатные соединения и фосфонатные соединения.

Отсутствие дополнительных сшивателей является желательным в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения, так как отсутствует дополнительная стоимость добавленных сшивателей. Вдобавок, сшиватели, такие как бура, были определены некоторыми правительственными агентствами как токсичные для людей.

Путем использования способа из настоящего изобретения вязкость можно поддерживать в желаемом диапазоне. Обычно, этот диапазон составляет больше чем примерно 100 сантипуаз (сП) @ 100/сек для температур, больших чем 93,3°С (200 градусов по Фаренгейту, °F). В некоторых вариантах осуществления этот диапазон составляет больше чем примерно 100 сантипуаз (сП) @ 100/сек для температур, больших чем 121,1°С (250 градусов по Фаренгейту, °F). В некоторых этот диапазон составляет больше чем примерно 200 сантипуаз (сП) @ 100/сек для температур, больших чем 93,3°С (200 градусов по Фаренгейту, °F). Резкое увеличение в вязкости в системах полимер-рассол и сшивание полисахаридов там является неожиданным.

Пример, описанный в данном документе ниже, имеет целью далее проиллюстрировать настоящее изобретение, и не должен истолковываться как более ограничивающий, чем прилагаемые пункты формулы изобретения.

ПРИМЕР

Этот пример иллюстрирует то, что катионные полисахариды, такие как катионная гуаровая камедь, используют для увеличения вязкости рассолов, содержащих соли кальция и соли цинка.

Пример 1: 1,92 г DV-7815 (катионный гуар, гидроксипропилтриметиламмонийхлорид со степенью замещения (DS) от примерно 0,2 до примерно 0,25) добавили к 400 мл 1,38 г/см3 (11,5 ф/гал, плотностью в 11,5 фунтов/галлон) рассола хлорида кальция в смесителе. Во время смешивания добавили 0,8 мл уксуснокислого буфера. Уксуснокислый буфер представляет собой смесь уксусной кислоты/ацетата натрия следующего состава: 17,5% по массе тригидрата ацетата натрия, 7,5% по массе ледяной уксусной кислоты, 75% по массе деионизованной воды. Соляной раствор перемешивали при 2500 об/мин в течение 2 минут, и затем оставили стоять. Вязкость по истечении 2 часов составляет 62 сП @ 511/сек, 23,8°С (75°F), с использованием вискозиметра OFITE модели 900. Затем взяли 200 г вышеуказанного раствора и добавили 0,5 мл триэтаноламина (85%). Вязкость раствора медленно увеличилась со временем. рН раствора составила примерно 6,5. 45 г раствора поместили в высокотемпературный вискозиметр высокого давления и медленно нагревали от комнатной температуры до примерно 148,9°С (300°F) в течение периода в 2 часа.

Результаты вязкости сведены в следующую таблицу 1.

Таблица 1
Время(мин) 5 10 15 20 30 45 60 75 90
Вязкость, сП @ 100/сек 658 732 750 687 439 147 111 1065 538
Т(C)(F) 29,4 (85) 33,9 (93) 41,7 (107) 48,9 (120) 62,8 (145) 82,8 (181) 102,8
(217)
121,1 (250) 136,7 (278)

Пример 2: 250 мл 1,7 г/см3 (14,2 ф/гал) (плотность в 1,7 г/см3 (14,2 ф/гал)) рассола CaBr2 поместили в маленькую емкость смесителя (500 мл). При перемешивании добавили 1,2 г DV-7815 (катионный гуар), и затем добавили 2 мл уксуснокислого буфера, и затем перемешивали в течение 5 минут.

Вязкость вышеуказанного раствора по истечении 2 часов составила 53 сП @ 511/сек при комнатной температуре (21-24°С [70-75°F]). Вязкость измеряли с использованием вискозиметра OFITE модели 900 с использованием геометрии R1B1 при 300 об/мин. рН раствора составлял примерно 2,8-3,0.

200 г вышеуказанного раствора вылили в емкость смесителя. При перемешивании добавили 1 мл триэтаноламина (85%). рН раствора составил примерно 6,5. Примерно 45 мл раствора перенесли в чашку высокотемпературного вискозиметра OFITE высокого давления. Образец нагрели от комнатной температуры до 93,3°С (200°F) и затем поддерживали в течение 2 часов. Вязкость и температуру отслеживали в качестве функции времени, как показано в таблице 2.

Таблица 2
Время(мин) 5 10 15 20 30 60 90 120
Вязкость, сП @ 100/сек 17 189 1473 2070 1843 1693 1639 1488
Т(C)(F) 23,9(75) 60 (140) 83,9 (183) 93,3 (200) 93,3 (200) 93,3 (200) 93,3 (200) 93,3 (200)

Пример 3: 250 мл 1,7 г/см3 (14,2 ф/гал) (плотность в 1,7 г/см3 (14,2 ф/гал)) рассола CaBr2 поместили в маленькую емкость смесителя (500 мл). При перемешивании добавили 1,2 г DV-7815 (катионный гуар), и затем добавили 2 мл уксуснокислого буфера, и затем перемешивали в течение 5 минут.

Вязкость вышеуказанного раствора по истечении 2 часов составила 53 сП @ 511/сек при комнатной температуре (21-24°С [70-75°F]). Вязкость измеряли с использованием вискозиметра OFITE модели 900 с использованием геометрии R1B1 при 300 об/мин.

200 г вышеуказанного раствора вылили в емкость смесителя. При перемешивании добавили 1 мл триэтаноламина (85%). Примерно 45 мл раствора перенесли в чашку высокотемпературного вискозиметра OFITE высокого давления. Образец нагрели от комнатной температуры до 107,2°С (225°F) и затем поддерживали в течение 2 часов. Вязкость и температуру отслеживали в качестве функции времени.

Таблица 3
Время(мин) 5 10 15 20 30 60 90 120
Вязкость, сП @ 100/сек 112 561 1542 1571 1532 1472 270 200
Т(C)(F) 30,6(87) 72,2 (162) 98,3 (209) 107,2 (225) 107,2 (225) 107,2 (225) 107,2 (225) 107,2 (225)

Пример 4: 250 мл 1,38 г/см3 (11,5 ф/гал) (плотность в 1,38 г/см3 (11,5 ф/гал)) рассола CaCl2 поместили в маленькую емкость смесителя (500 мл). При перемешивании добавили 1,2 г DV-7815 (катионный гуар), и затем добавили 2 мл буфера уксусной кислоты/ацетата натрия, и затем перемешивали в течение 5 минут.

Вязкость вышеуказанного раствора по истечении 2 часов составила 53 сП @ 511/сек при комнатной температуре (21-24°С [70-75°F]). Вязкость измеряли с использованием вискозиметра OFITE модели 900 с использованием геометрии R1B1 при 300 об/мин. рН раствора составил примерно 2,0.

200 г вышеуказанного раствора вылили в емкость смесителя. При перемешивании добавили 1 мл триэтаноламина (85%). рН раствора составляет примерно 6,2 - примерно 6,3. Примерно 45 мл раствора перенесли в чашку высокотемпературного вискозиметра OFITE высокого давления. Образец пошагово нагревали от комнатной температуры до 65,6°С (150°F), 79,4°С (175°F), 93,3°C (200°F), 107,2°C (225°F) и 121,1°C (250°F) каждые 20 минут. Вязкость и температуру отслеживали в качестве функции времени.

Таблица 4
Время(мин) 1 20 40 60 80 100
Вязкость, сП @ 100/сек 487 741 576 558 777 930
Т(C) (F) 27,2(81) 65,6 (150) 79,4 (175) 93,3 (200) 107,2 (225) 121,1 (250)

Пример 5: 250 мл ДИ (деионизованной воды) поместили в маленькую емкость смесителя (500 мл), и подмешали 5 г хлорида калия для получения 2% раствора KCl-вода (раствор одновалентная соль-вода). При перемешивании добавили 1,2 г DV-7815 (катионный гуар), и затем добавили 2 г уксуснокислого буфера, и затем перемешивали в течение 5 минут.

Вязкость вышеуказанного раствора по истечении 2 часов составила 28 сП @ 511/сек при комнатной температуре (21-24°С [70-75°F]). рН раствора составляет 4,8. Вязкость измеряли с использованием вискозиметра OFITE модели 900 с использованием геометрии R1B1 при 300 об/мин.

200 г вышеуказанного раствора вылили в емкость смесителя. При перемешивании добавили 1 мл триэтаноламина (85%). рН раствора увеличилась до 8,5. Вязкость составила 27 сП при 511/сек при комнатной температуре. Примерно 45 мл раствора перенесли в чашку высокотемпературного вискозиметра OFITE высокого давления. Образец нагревали от комнатной температуры до 93,3°C (200°F), и затем поддерживали в течение 2 часов. Вязкость и температуру отслеживали в качестве функции времени.

Таблица 5
Время(мин) 5 10 15 20 30 60 90 120
Вязкость, сП @ 100/сек 60 29 21 18 15 13 16 18
Т(C)(F) 23,9(75) 55,6 (132) 76,7 (170) 86,1 (187) 93,3 (200) 93,3 (200) 93,3 (200) 93,3 (200)

Пример 6: 250 мл 1,5 г/см3 (12,5 фунтов/галлон) рассола NaBr (одновалентная соль) поместили в маленькую емкость смесителя (500 мл). При перемешивании добавили 1,2 г DV-7815 (катионный гуар), и затем добавили 2 мл уксуснокислого буфера, и затем перемешивали в течение 5 минут.

Вязкость вышеуказанного раствора по истечении 2 часов составила 53 сП @ 511/сек при комнатной температуре (21-24°С [70-75°F]). рН раствора составляет 4,2. Вязкость измеряли с использованием вискозиметра OFITE модели 900 с использованием геометрии R1B1 при 300 об/мин.

200 г вышеуказанного раствора вылили в емкость смесителя. При перемешивании добавили 1 мл триэтаноламина (85%). рН раствора увеличилась до 8,95. Вязкость составила 51 сП при 511/сек при комнатной температуре. Примерно 45 мл раствора перенесли в чашку высокотемпературного вискозиметра OFITE высокого давления. Образец нагревали от комнатной температуры до 93,3°C (200°F), и затем поддерживали в течение 2 часов. Вязкость и температуру отслеживали в качестве функции времени.

Примеры 5 и 6 показывают, что, когда используют только одновалентные соли, увеличение вязкости не наблюдается по мере того, как рН увеличивается.

Таблица 6
Время(мин) 5 10 15 20 30 60 90 120
Вязкость, сП @ 100/сек 77 53 45 43 40 41 41 42
Т(C) (F) 37,8 (100) 57,2 (135) 76,7 (170) 86,6 (187,9) 93,3 (200) 93,3 (200) 93,3 (200) 93,3 (200)

Настоящее изобретение является хорошо приспособленным для осуществления объектов и для получения указанных результатов и преимуществ, также как и других, присущих таковому. В то время как изобретение было отображено и описано, и является определенным по отношению к конкретным предпочтительным вариантам осуществления изобретения, такие ссылки не подразумевают ограничения изобретения, и таковые ограничения не должны предполагаться. Изобретение является способным к значительной модификации, изменению и эквивалентам по форме и функции, как будет ясно средним специалистам в области техники, относящейся к предмету заявки. Отображенные и описанные предпочтительные варианты осуществления изобретения являются лишь примерными, и не являются исчерпывающими по объему изобретения. Следовательно, изобретение имеет целью быть ограниченным только сутью и объемом прилагаемых пунктов формулы изобретения, давая полную юрисдикцию эквивалентам во всех отношениях.

1. Способ для увеличения вязкости рассольных систем, используемых в применениях для подземного ремонта скважин, включающий:
a) получение рассольной системы, включающей гидратированный полисахарид и, по меньшей мере, одну многовалентную соль, в которой плотность рассольной системы составляет больше чем примерно 1,2 г/см3 (10 фунтов на галлон) и pH рассольной системы составляет меньше чем примерно 7, при этом по меньшей мере одна многовалентная соль присутствует в количестве от примерно 5 мас.% до примерно 90 мас.% на основании общей массы рассольной системы; и
b) прибавление эффективного количества щелочного средства, таким образом, увеличивая вязкость рассольной системы, при этом щелочное средство выбирают из группы, состоящей из аминов, глицерофосфатов щелочных металлов, ортофосфатов щелочных металлов, гидроксидов щелочных металлов, карбонатов, алканоламинов, силикатов, цитратов, фосфатов, буферных растворов таковых и смесей таковых.

2. Способ по п. 1, в котором многовалентная соль включает соль кальция, соль магния, формиатную соль, соль железа, соль цинка, смесь таковых или хлорид кальция, бромид кальция, иодид кальция, сульфат кальция, хлорид магния, бромид магния, иодид магния, сульфат магния, формиат кальция, формиат магния, формиат цинка, хлорид цинка, бромид цинка, иодид цинка, сульфат цинка или любую смесь таковых.

3. Способ по п.1, в котором полисахарид включает катионный гуар и присутствует в количестве от примерно 0,01 мас.% до примерно 10 мас.% на основании общей массы рассольной системы, или от примерно 0,01 мас.% до примерно 2 мас.% на основании общей массы рассольной системы.

4. Способ увеличения вязкости рассольных систем, используемых в применениях по подземному ремонту скважин, включающий:
a) получение водной рассольной системы, включающей, по меньшей мере, одну многовалентную соль, в которой плотность рассольной системы составляет больше чем примерно 1,2 г/см3 (10 фунтов на галлон) и pH рассольной системы составляет меньше чем примерно 7, при этом по меньшей мере одна многовалентная соль присутствует в количестве от примерно 5 мас.% до примерно 90 мас.% на основании общей массы рассольной системы;
b) прибавление полисахарида;
c) прибавление эффективного количества кислотного буферного средства в рассольную систему для понижения pH соляной системы, благодаря чему полисахарид становится способным значительно гидратироваться в рассольной системе; и
d) прибавление эффективного количества щелочного средства, таким образом, увеличивая вязкость рассольной системы, при этом щелочное средство выбирают из группы, состоящей из аминов, глицерофосфатов щелочных металлов, ортофосфатов щелочных металлов, гидроксидов щелочных металлов, карбонатов, алканоламинов, силикатов, цитратов, фосфатов, буферных растворов таковых и смесей таковых.

5. Способ по п. 4, в котором соляной раствор имеет плотность от примерно 1,68 г/см3 (14 ф/гал) до примерно 2,34 г/см3 (19,5 ф/гал).

6. Способ получения рассольной системы с увеличенной вязкостью, используемой в применении по подземному ремонту скважин, включающий:
а) прибавление полисахарида к водному соляному раствору, при этом соляной раствор включает:
(i) по меньшей мере, одну многовалентную водорастворимую соль, причем по меньшей мере одна многовалентная соль присутствует в количестве от примерно 5 мас.% до примерно 90 мас.% на основании общей массы рассольной системы;
(ii) плотность между 1,2 г/см3 и 2,4 г/см3 (10 фунтов на галлон и 20 ф/гал), и
(iii) значение pH, меньшее чем примерно 7,
благодаря чему полисахарид является способным к значительной гидратации в соляном растворе; и
b) прибавление щелочного средства для увеличения pH соляного раствора, таким образом, увеличивая вязкость рассольной системы, при этом щелочное средство выбирают из группы, состоящей из аминов, глицерофосфатов щелочных металлов, ортофосфатов щелочных металлов, гидроксидов щелочных металлов, карбонатов, алканоламинов, силикатов, цитратов, фосфатов, буферных растворов таковых и смесей таковых.

7. Способ по п.6, в котором соляной раствор имеет плотность от примерно 1,68 г/см3 (14 ф/гал) до примерно 2,34 г/см3 (19,5 ф/гал).

8. Способ по п.2, в котором многовалентная соль включает соль кальция, соль магния, формиатную соль, соль цинка или любую смесь таковых, или хлорид кальция, бромид кальция, иодид кальция, сульфат кальция, хлорид магния, бромид магния, иодид магния, сульфат магния, формиат кальция, формиат магния, формиат цинка, хлорид цинка, бромид цинка, иодид цинка, сульфат цинка или любую смесь таковых.

9. Способ по п.8, в котором полисахарид включает катионный полисахарид, полученный путем взаимодействия реакционно-способного четвертичного аммониевого соединения с полисахаридом или производным полисахарида, выбранным из группы, состоящей из гуара, гидроксиалкилгуара, карбоксиалкилгуара, карбоксиалкилгидроксиалкилгуара, гидрофобно модифицированного гуара, гидрофобно модифицированного гидроксиалкилгуара, гидрофобно модифицированного карбоксиалкилгуара, гидрофобно модифицированного карбоксиалкилгидроксиалкилгуара, пектина, альгинатов, камеди бобов рожкового дерева, гуммиарабика, камеди гхатти, аравийской камеди, каррагинана, гидроксиалкилцеллюлозы, карбоксиалкилгидроксиалкилцеллюлозы, карбоксиалкилцеллюлозы, алкильных простых эфиров целлюлозы, гидроксиалкилметилцеллюлозы, гидрофобно модифицированной гидроксиалкилцеллюлозы, гидрофобно модифицированной карбоксиалкилгидроксиалкилцеллюлозы, гидрофобно модифицированной карбоксиалкилцеллюлозы, гидрофобно модифицированных алкильных простых эфиров целлюлозы, гидрофобно модифицированной гидроксиалкилметилцеллюлозы, крахмала, трагакантовой камеди, камеди карайи, камеди тары, камеди тамаринда, ксантановой камеди, велановой камеди и сукциноглюканов, и смесей таковых.

10. Способ по п.9, в котором катионный полисахарид имеет среднемассовую молекулярную массу от примерно 100000 до примерно 3000000 Дальтон, или от примерно 1000000 до примерно 2000000 Дальтон.

11. Способ по п.6, в котором рассольная система с увеличенной вязкостью имеет вязкость от примерно 100 до примерно 15000 сП, или от примерно 200 до примерно 5000 сП.

12. Способ получения рассольной системы с увеличенной вязкостью, используемой в применениях по подземному ремонту скважин, включающий:
a) прибавление полисахарида к водному соляному раствору, при этом соляной раствор включает:
(i) по меньшей мере, одну многовалентную водорастворимую соль, причем по меньшей мере одна многовалентная соль присутствует в количестве от примерно 5 мас.% до примерно 90 мас.% на основании общей массы рассольной системы;
(ii) плотность между 1,2 г/см3 и 2,4 г/см3 (10 фунтов на галлон и 20 ф/гал);
b) прибавление эффективного количества кислоты к соляному раствору, благодаря чему полисахарид является способным к значительной гидратации в соляном растворе; и
с) прибавление щелочного средства для увеличения pH соляного раствора до значения, большего чем 6, таким образом, увеличивая вязкость рассольной системы, при этом щелочное средство выбирают из группы, состоящей из аминов, глицерофосфатов щелочных металлов, ортофосфатов щелочных металлов, гидроксидов щелочных металлов, карбонатов, алканоламинов, силикатов, цитратов, фосфатов, буферных растворов таковых и смесей таковых.

13. Способ по п. 12, в котором кислота включает серную кислоту, лимонную кислоту, уксусную кислоту, муравьиную кислоту, молочную кислоту, яблочную кислоту, гликолевую кислоту, винную кислоту, азотную кислоту, хлороводородную кислоту, сульфаминовую кислоту, фосфорную кислоту, щавелевую кислоту, бисульфат натрия, любой буферный раствор, содержащий вышеприведенные или любые смеси таковых, и где щелочное средство включает амин, глицерофосфаты щелочных металлов, ортофосфаты щелочных металлов, гидроксиды щелочных металлов, карбонаты, алканоламины, силикаты, цитраты, ацетаты, фосфаты, буферный раствор, содержащий любые из перечисленных выше, и любые смеси таковых.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к привитому сополимеру из лигнина, который может быть использован в качестве добавки к буровому раствору. Способ получения привитого сополимера из лигнина включает реакцию лигноцеллюлозного материала с акриловым соединением при от 60°С до 100°С в атмосфере азота в присутствии неокисляющей сильной органической кислоты в качестве катализатора.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек, в том числе в интервале хемогенных отложений, вскрывших пласты с АВПД и наличием агрессивных компонентов H2S и СО2.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - улучшение очистки затрубного пространства перед размещением цементных растворов или во время фазы заканчивания, абразивная очистка всего мягкого материала, присутствующего в затрубном пространстве, в частности, гелеобразной глинистой массы и глинистой корки, без применения дополнительного оборудования и без повреждения металлических деталей.

Изобретение относится к обработке подземных пластов при добыче углеводородов. Способ обработки подземного пласта, пересеченного скважиной, включающий: обеспечение обрабатывающей жидкости, содержащей вязкоупругое поверхностно-активное вещество, имеющее по меньшей мере одну разлагаемую связь, гидролизуемый материал и материал для регулирования величины рН, при этом материал для регулирования величины рН имеет значение рН, равное или большее, чем примерно 9, и содержит сильнощелочное вещество и окислитель; и введение в подземный пласт обрабатывающей жидкости.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным растворам для цементирования обсадных колонн, а также хвостовиков дополнительных стволов нефтяных и газовых скважин.

Настоящее изобретение касается добычи углеводородов из трещиноватого коллектора. Способ добычи нефти из трещиноватого коллектора, матрица которого является смачиваемой нефтью, включающий по меньшей мере одну нагнетательную скважину и продуктивную скважину, которые обе сообщаются с трещинами и матрицей, включающий, по порядку, следующие стадии: a) закачку в первую очередь через нагнетательную скважину раствора поверхностно-активных веществ - ПАВ, повышающих вязкость, способных проникать в сетку трещин, слабо взаимодействующих с матрицей, создающих in situ пробку с целью значительного и селективного уменьшения проницаемости трещин и способствующих прохождению раствора стадии b) в матрицу; b) закачку во вторую очередь через нагнетательную скважину раствора ПАВ, способных взаимодействовать с матрицей для придания ей, предпочтительно, смачиваемости водой и извлечения из нее нефти, при этом указанный раствор течет, предпочтительно, через матрицу и после латентного периода времени по меньшей мере 24 часа; c) закачку в третью очередь через нагнетательную скважину воды, приводящую к увеличению поверхностного натяжения, насыщению матрицы, извлечению нефти и после растворения указанной нефтью пробки, образованной на стадии а), вытеснению нефти к продуктивной скважине.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ограничения водопритока в добывающих и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных нефтяных скважинах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке и повышении нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заводнением. В способе разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, включающем заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор, вначале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида-ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой, указанный водный раствор дополнительно содержит кальцинированную соду при следующей концентрации в нем компонентов, мас.

Изобретение относится к эмульгаторам для буровых растворов. Предложено полиамидное соединение формулы (А), где a является целым числом от 1-5, b и c являются каждый независимо выбранными из целых чисел от 0 до 10, при условии, что b и c не могут оба быть 0 одновременно, d является целым числом от 0 до 10, е является целым числом от 1-5, Y выбирают из H, X, -C(O)R1 или -C(O)R2 и Z выбирают из -C(O)R1 или X, где R1 и R2 являются линейными или разветвленными, насыщенными или ненасыщенными гидрокарбильными группами, имеющими от 7 до 30 атомов углерода, и X является карбонильной группой, полученной из карбоновой кислоты.
Изобретение относится к технологиям подземной газификации угольных пластов посредством преобразования угля на месте его залегания в горючий газ, который в качестве топлива может использоваться в энергоустановках разного типа.

Изобретение относится к способу сохранения разобщения пластов в подземной скважине, в которой ствол скважины пересекает один или большее число пластов, содержащих углеводороды, включающему: (i) накачивание цементного раствора, содержащего термопластичные блок-сополимерные частицы, в скважину, причем блок-сополимер имеет структуру (A-b-B-b-A), где A представляет собой стеклообразный или полукристаллический блок, а B является эластомерным блоком; и (ii) предоставление цементному раствору возможность затвердеть, чтобы сформировать цементное кольцо. При этом появление микрозазоров, трещин или дефектов в цементном кольце позволяет углеводородам из продуктивного пласта вступать в контакт с частицами, позволяя частицам набухать, и позволяет цементному кольцу обладать свойствами самовосстановления. Изобретение также относится к применению указанных термопластичных блок-сополимерных частиц, для придания свойств самоизлечивания рецептуре цемента, который укладывается в подземной скважине, пересекающей один или большее число пластов, содержащих углеводороды, где после затвердевания цемент образует цементное кольцо, в котором частицы набухают при контакте с углеводородами из продуктивного пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 5 ил., 10 табл., 5 пр.,

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разрушения глинистых частиц, находящихся в поровом пространстве низкопроницаемого заглинизированного терригенного пласта. Состав для разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта содержит, мас.%: хлорид аммония 20,0-60,0; глинокислоту 6,0-12,0; уксусную кислоту 12-24; ацетонометанольный раствор или этиловый или изопропиловый спирт 22-44. 3 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - получение бурового раствора, обладающего низкими показателями величины статического напряжения сдвига и водоотдачи, высокими значениями вязкости и солестойкости, высокой термо- и ферментативной устойчивостью при одновременной доступной и экономически рентабельной технологией приготовления. Буровой раствор на водной основе включает глину и стабилизирующий полимер - модифицированный стиромаль, представляющий собой продукт радикальной сополимеризации стирола с малеиновым ангидридом в среде осушенного бензола, модифицированный путем его сшивания, аммонолиза и переамидирования в течение 3-4 часов, с последующей нейтрализацией оставшихся бензола и малеиновой кислоты раствором едкого натра, содержащий звенья стирола, малеинового ангидрида и звенья последнего, подвергшиеся модификации, при следующем соотношении компонентов, мас.%: глинопорошок 8,0; модифицированный стиромаль 0,1-0,25; вода остальное, при этом модифицированный стиромаль имеет следующую структурную формулу: 3 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов с вязкой нефтью. Технический результат - повышение коэффициентов вытеснения, охвата и увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта. В способе, включающем разработку нефтяного пласта заводнением, закачку в нагнетательные скважины оторочек водного раствора, содержащего щелочь, биополимер, поверхностно-активное вещество - ПАВ, культуру бактерий и питательные соли - ПС, и отбор продукции из добывающих скважин, после разбуривания месторождения строят карты распределения проницаемости пласта, на скважинах с проницаемостью пласта, меньшей в два раза и более чем средняя проницаемость по пласту, и при накопленном отборе нефти не более 50% от начальных извлекаемых запасов проводят гидравлический разрыв пласта, по данным проб нефти скважин строят карты распределения участков пласта по вязкости нефти (ВН), в участках пласта через нагнетательные скважины осуществляют закачку указанного раствора при следующем соотношении компонентов, мас. %: щелочь не более 5, биополимер не более 1, ПАВ не более 0,5, культура углеводородокисляющих бактерий не более 0,1, ПС не более 0,8, вода - остальное, с изменением концентрации С компонентов в указанном растворе пропорционально установленному значению ВН для каждого очага С определяют по зависимости C n к = y n ⋅ C max к , где к - вид компонента, n - номер очага, y - коэффициент пропорциональности каждого очага, причем у рассчитывают по линейному уравнению y=a·x+b, где x - значение ВН очага, мПа·с, а, b - коэффициенты линейного уравнения, которые определяют при значении y для xmax равном 1 и при xmin равном 0 из системы уравнений: где xmax и xmin - значения соответственно максимальной и минимальной ВН, циклы закачки оторочек состава повторяют при падении дебитов нефти до уровня перед проведением закачки состава. 1 пр.
Изобретение относится к области добычи нефти и газа, а именно к составам для ограничения водопритоков и выравнивания профилей приемистости и глушения нефтегазодобывающей скважины. Эмульсионный состав для ограничения водопритоков, выравнивания профиля приемистости и глушения скважин, содержащий углеводородную и водную фазы, эмульгатор, включающий в качестве активного вещества продукт взаимодействия жирных кислот и аминов, в качестве добавки неионогенные поверхностно-активные вещества - НПАВ и в качестве растворителя спирт, где эмульгатор содержит в качестве активного вещества продукт взаимодействия жирной кислоты типа R-COOH, где R=С5-С20, с амином R-N-(R′-NH2)n, где R=С4-С22, R′=С2-С4, n=0-2, при следующем соотношении компонентов эмульгатора, мас.%: указанный продукт взаимодействия 2-80, НПАВ 2-60, спирт остальное, а состав содержит следующее соотношение компонентов, мас.%: углеводородная фаза 2-25, эмульгатор 0,1-5,0, водная фаза остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение стабильности, в т.ч. термостабильности при 20-80°C, стойкости к механическим воздействиям, снижение коррозионной активности, улучшение регулирования реологических свойств эмульсии. 4 з.п. ф-лы, 1 табл., 5 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Технический результат - повышение коэффициента вытеснения и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем разработку нефтяного пласта заводнением, закачку в нагнетательные скважины оторочек водного раствора, содержащего щелочь, полимер, поверхностно-активное вещество - ПАВ, культуру микроорганизмов - КМ, питательную среду - ПС и отбор продукции из добывающих скважин, на начальном этапе разработку месторождения ведут закачкой воды в объеме, достаточном для достижения накопленной компенсации отбора жидкости закачкой не менее 50%, после достижения отбора нефти от начальных извлекаемых запасов нефти более 70% строят карты распределения удельных на 1 м2 площади остаточных геологических запасов нефти - ОГЗ, выявляют выработанные участки пласта, где в очаговые нагнетательные скважины осуществляют закачку указанного раствора при следующем соотношении компонентов, мас. %: щелочь не более 5, полимер не более 1, ПАВ не более 0,5, KM не более 0,05, ПС не более 0,5, вода остальное, с изменением концентрации С компонентов в указанном растворе пропорционально установленному значению ОГЗ для каждого очага С определяют по зависимости C n к = y n ⋅ C max к , где к - вид компонента, n - номер очага, y - коэффициент пропорциональности каждого очага, причем y рассчитывают по линейному уравнению y=a·x+b, где x - значение удельных ОГЗ очага, т/м2, a, b - коэффициенты линейного уравнения, которые определяют при значении y для xmax, равном 0, и при xmin, равном 1, из системы уравнений: где xmax и xmin - значение соответственно максимальных и минимальных удельных ОГЗ, циклы закачки оторочек состава повторяют при падении дебитов нефти до уровня перед проведением закачки состава. 1 пр.

Настоящее изобретение направлено на создание композиции для прочистки пласта при нефтедобыче. Композиция для прочистки пласта при нефтедобыче содержит расширяющиеся полимерные частицы, имеющие анионные участки, и сшитые лабильными сшивающими агентами и стабильными сшивающими агентами, где указанные частицы объединены с жидкостью и катионным сшивающим агентом, способным дополнительно сшивать частицы при деградации лабильного сшивающего агента с образованием геля, в которой указанный анионный участок выбран из группы, состоящей из полимеризующихся карбоновых кислот и их натриевых, калиевых и аммонийных солей, а указанным катионным сшивающим агентом является, по крайней мере, один агент, выбранный из группы, состоящей из Cr3+ Fe3+ Al3+, Ti4+ Sn4+, Zr4+ или их солей, их комплексов или наночастиц, содержащих их, хелатированных катионов указанных металлов или полиэтиленимина (ПЭИ). Заявлен также вариант композиции и способ повышения добычи углеводородных жидкостей из подземного месторождения. Технический результат - композиции, содержащие полимер, обеспечивают хорошее сопротивление потоку со временем, обеспечивая длительный эффект обработки. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 2 ил., 2 пр.
Изобретение относится к расклинивающему наполнителю и его использованию при гидроразрыве для добычи нефти и газа. Сверхлегкий расклинивающий наполнитель приготовлен из смеси сырьевых материалов, содержащей фарфоровую глину, гончарную глину и каолин и/или кремнистую глину, где содержание, вес.%: фарфоровой глины 5-85, каолина и/или кремнистой глины 5-85, гончарной глины 5-30. Сверхлегкий расклинивающий наполнитель с кажущимся удельным весом от 2,10 г/см3 до 2,55 г/см3 и объемной плотностью от 1,30 г/см3 до 1,50 г/см3 приготовлен из смеси природных глин, содержащей фарфоровую глину, гончарную глину и по меньшей мере каолин или кремнистую глину, где содержание глинозема 5,5-35%. В способе приготовления указанного выше наполнителя высокой прочности расклинивающего наполнителя достигают регулированием времени обжига в пределах 75-960 минут и температуры обжига от 1150°C до 1380°C. Спеченная сферическая гранула, приготовленная из смеси сырьевых материалов, содержащей фарфоровую глину, гончарную глину и по меньшей мере каолин или кремнистую глину, имеющая по существу округлую и сферическую форму, характеризуется коэффициентом Крумбейна, по меньшей мере, 0,8 при содержании глинозема в ней 5,5-35%. В способе гидроразрыва подземного пласта нагнетают в пласт гидравлическую текучую среду с расходом и давлением, достаточными для раскрытия разрыва в пласте, и нагнетают в разрыв текучую среду, содержащую указанный выше наполнитель. Технический результат - повышение прочности расклинивающего наполнителя и его проводимости. 5 н. и 24 з.п. ф-лы, 13 табл., 5 пр.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает спуск в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах (НКТ) перфорированного патрубка. Закачивают в НКТ приготовленную на дневной поверхности двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования, буферную жидкость, вторую порцию структурообразователя. При этом до спуска колонны НКТ выявляют зону водопритока и определяют ее удельную приемистость. В зависимости от глубины зоны водопритока и удельной приемистости выбирают объем и время структурирования двухкомпонентной тампонажной смеси с коротким сроком структурирования, состоящей из двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования и второй порции структурообразователя. Готовят двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования и последовательно закачивают буферную жидкость с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования, буферную жидкость с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования. Далее закачивают вторую порцию структурообразователя с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования. Устанавливают в НКТ разделительную пробку с фиксирующей головкой и продавливают при давлении 0,5 МПа продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, в трубное и кольцевое пространство. Создают циркуляцию продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, через верхние радиальные отверстия до выравнивания плотностей в трубном и кольцевом пространстве. Затем колонну НКТ приподнимают и инжектируют при их подъеме вторую порцию структурообразователя с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, через перфорированный торец перфорированного патрубка в двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования. После чего двухкомпонентную тампонажную смесь с коротким сроком структурирования продавливают по кольцевому пространству в зону водопритока продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зон водопритока в скважине. 1 пр., 2 табл., 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с высокопроницаемым коллектором. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. В высокопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не менее 100 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с применением фракций проппанта, включающих в себя начальную фракцию размерностью от 30/40 до 20/40 меш и основную крупную фракцию размерностью 12/18 меш и более в объеме не менее 70% от общего количества проппанта с конечной концентрацией проппанта не менее 750 кг/м3. Расход жидкости при прокачке фракции 12/18 меш и более через перфорационные отверстия устанавливают не более 3 м3/мин, а устьевое давление поддерживают не более 35 МПа. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва высокопроницаемых пластов. 1 табл.
Наверх