Составы для обработки скважин с замедленным высвобождением для использования в жидкостях для обработки скважин

Авторы патента:


Составы для обработки скважин с замедленным высвобождением для использования в жидкостях для обработки скважин
Составы для обработки скважин с замедленным высвобождением для использования в жидкостях для обработки скважин
Составы для обработки скважин с замедленным высвобождением для использования в жидкостях для обработки скважин
Составы для обработки скважин с замедленным высвобождением для использования в жидкостях для обработки скважин

 


Владельцы патента RU 2555970:

БЭЙКЕР ХЬЮЗ ИНКОРПОРЕЙТЕД (US)

Изобретение относится к составам для обработки скважин для применения в нефтедобывающей области. Состав для обработки скважины, содержащий реагент для обработки скважины, адсорбированный на водонерастворимом адсорбенте, где состав получают осаждением реагента для обработки скважины из жидкости, при этом реагент для обработки скважины адсорбируют на водонерастворимом адсорбенте, и где реагент для обработки скважины осаждают в присутствии металлической соли. Жидкость для обработки скважин, содержащая указанный выше состав и жидкость-носитель. Способ обработки подземного пласта или ствола скважины, включающий введение в пласт или ствол скважины указанной выше жидкости для обработки скважины. Способ контролирования высвобождения реагента для обработки скважины в стволе скважины, включающий введение в ствол скважины указанного выше состава. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки в средах с высоким значением рН. 4 н. и 34 з.п. ф-лы, 3 ил., 4 пр.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к составам для обработки скважин для применения в нефтедобывающей области, полученным осаждением реагента для обработки скважины из жидкости на водонерастворимый адсорбент и в присутствии металлической соли.

Уровень техники

Флюиды, добываемые из скважин, как правило, содержат сложную смесь компонентов, включающую алифатические углеводороды, ароматические соединения, гетероатомные молекулы, анионные и катионные соли, кислоты, пески, осадочные породы и глины. Природа таких флюидов в совокупности с жесткими условиями по теплу, давлению и турбулентности, которым они часто подвергаются во время извлечения из ствола скважины, являются факторами, способствующими накипеобразованию, солеобразованию, запарафиниванию, эмульгированию (по типу как вода-в-масле, так и масло-в-воде), гидратообразованию, коррозии, образованию асфальтосмолистых отложений и образованию парафина в нефте- и/или газодобывающих скважинах и на поверхности оборудования. Такие условия, в свою очередь, снижают проницаемость подземных пластов, уменьшают продуктивность скважины и укорачивают срок эксплуатации производственного оборудования. Чтобы очистить скважину и оборудование от отложений, необходимо остановить добычу, что является как затратным по времени, так и дорогостоящим.

Реагенты для обработки скважин часто используют в добывающих скважинах, чтобы предупредить разрушительные воздействия, вызванные такими отложениями и осадками. Например, накипеобразование в пласте и/или в производственных линиях внутри скважины и у поверхности часто контролируют с помощью ингибиторов образования накипи.

В данной области известно несколько способов введения реагентов для обработки скважин в добывающие скважины. Например, жидкий реагент для обработки скважины может быть принудительно подан в пласт за счет прикладывания гидравлического давления с поверхности, которое проталкивает реагент для обработки скважины в целевую зону. В большинстве случаев такие обработки проводят при внутрискважинном давлении нагнетания ниже, чем давление разрыва пласта. С другой стороны, способ доставки может состоять из размещения твердого реагента для обработки скважины в продуктивном пласте в сочетании с операцией гидравлического разрыва. Такой способ часто предпочтителен, так как он вводит реагент для обработки в контакт с флюидами, находящимися в пласте, до того, как такие флюиды поступят в ствол скважины, где обычно и имеют место разрушительные воздействия.

Принципиальным недостатком таких способов является сложность высвобождения реагента для обработки в скважину в течение продолжительного периода времени. Как результат, обработки должны предприниматься неоднократно, чтобы гарантировать, что требуемое количество реагента для обработки постоянно присутствует в скважине. Такие обработки приводят к потере доходов производства из-за простоя.

Таким образом, ведется поиск способов обработки для введения реагентов для обработки скважин в нефтяные и/или газовые скважины, где реагент для обработки скважины может высвобождаться в течение продолжительного периода времени и где нет необходимости в постоянном внимании операторов в течение длительного периода.

Патент США № 7491682 и патент США № 7493955 описывают способы обработки скважины путем использования состава, содержащего реагент для обработки скважины, адсорбированный на водонерастворимый адсорбент, такой как инфузорная земля. Пониженная эффективность таких составов может встречаться в средах с высоким значением рН. Проведен поиск альтернативных составов для применения в средах с высоким значением рН.

Сущность изобретения

Раскрыт состав, содержащий реагент для обработки скважины, который особенно полезен в жидкостях для обработки скважин с высоким значением рН. Состав содержит реагент для обработки скважины, осажденный на водонерастворимый адсорбент в присутствии щелочного металла или щелочноземельного металла. Состав может быть приготовлен в присутствии каустика.

Состав особенно эффективен при обработке ствола скважины или подземного пласта, пронизанного стволом скважины. Например, состав может быть введен в подземный пласт или ствол скважины в жидкости для гидравлического разрыва пласта. Состав особенно эффективен в тех случаях, где желательно контролировать скорость высвобождения реагента для обработки скважины в течение длительного периода времени.

Реагент для обработки скважины может представлять собой ингибитор накипеобразования, ингибитор коррозии, ингибитор парафиноотложений, ингибитор солеотложений, ингибитор образования гидратов газа, ингибитор образования асфальтосмолистых отложений, поглотитель кислорода, биоцид, пенообразователь, реагент для разрушения эмульсий или поверхностно-активное вещество.

Водонерастворимым адсорбентом может быть инфузорная земля, активированный уголь, диоксид кремния в форме частиц, осажденный диоксид кремния, цеолит, измельченная скорлупа грецкого ореха, фуллерова земля или органические синтетические высокомолекулярные водонерастворимые адсорбенты. Площадь поверхности адсорбента предпочтительно составляет приблизительно от 1 м2/г до 100 м2/г.

Также раскрыта композиция для обработки скважины, содержащая состав.

В одном варианте осуществления состав готовят осаждением реагента для обработки скважины из жидкости, при этом реагент для обработки скважины адсорбируют на водонерастворимом адсорбенте в присутствии металлической соли.

Реагент для обработки скважины может быть вначале введен к адсорбенту и затем осажден на адсорбенте путем добавления металлической соли. Например, когда состав должен функционировать как ингибитор накипеобразования, состав может быть приготовлен вначале смешением фосфоната с щелочноземельным металлом, таким как кальций, или щелочным металлом, и адсорбированием фосфоната на водонерастворимом адсорбенте, пока его осаждают.

После введения реагента для обработки скважины к адсорбенту, и до осаждения реагента для обработки скважины с помощью металлической соли на адсорбенте, значение рН затем может быть нейтрализовано. После осаждения на адсорбенте может быть дополнительно добавлен каустик к адсорбенту, содержащему осажденный реагент для обработки скважины.

В другом варианте осуществления состав может быть получен путем введения вначале соли щелочного металла или щелочноземельного металла на адсорбент и затем путем введения на адсорбент реагента для обработки скважины. Дополнительно к адсорбенту может быть введен каустик после добавления реагента для обработки скважины.

Изобретение также относится к составу для обработки скважины, содержащему водонерастворимый адсорбент и кристаллизованный осадок металла и реагента для обработки скважины, а также к составу для обработки скважины, содержащему водонерастворимый адсорбент и соль реагента для обработки скважины. Состав может быть приготовлен или путем введения металлической соли и реагента для обработки скважины на водонерастворимый адсорбент, нейтрализацией осадка и кристаллизацией нейтрализованного осадка на адсорбенте, или осаждением реагента для обработки скважины и металлической соли из водной каустической жидкости на водонерастворимом адсорбенте и кристаллизацией нейтрализованного осадка на адсорбенте. Металлическая соль и реагент для обработки скважины могут быть введены на водонерастворимый адсорбент на двух отдельных стадиях. Реагент для обработки скважины и металлическая соль могут быть введены к водонерастворимому адсорбенту в виде водной жидкости, содержащей жидкий кислый реагент для обработки скважины и металлическую соль. Кроме того, состав может быть приготовлен осаждением реагента для обработки скважины и металлической соли из водной щелочной жидкости на водонерастворимый адсорбент.

Массовое или мольное отношение металла или металлической соли и реагента для обработки скважины, введенных к водонерастворимому адсорбенту при приготовлении состава, может находиться приблизительно между 1:4 и 4:1.

Массовое или мольное отношение соли и реагента обработки скважины, введенных к водонерастворимому адсорбенту, может составлять приблизительно 1:1.

Краткое описание чертежей

Для более полного понимания представлены чертежи, относящиеся к подробному описанию настоящего изобретения, и краткое описание каждого чертежа, в которых:

Фиг.1 отображает кривую возврата ингибитора для продуктов, приготовленных в соответствии с изобретением, как описано в примере 1.

Фг.2 отображает кривую возврата ингибитора для продуктов, приготовленных в соответствии с изобретением, как описано в примере 3.

Фиг.3 демонстрирует эффект, который порядок добавления металла и каустика оказывает на скорости десорбции составов, изготовленных в соответствии с изобретением, как описано в примере 4.

Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления

Составы, описанные в данном случае, содержат реагент для обработки скважины, адсорбированный на водонерастворимом адсорбенте. При применении в нефтяной, газовой или геотермальной скважине или в подземном пласте, пронизанном такой скважиной, реагент для обработки скважины медленно высвобождается из адсорбента.

Состав готовят адсорбированием реагента для обработки скважины из жидкости на водонерастворимый адсорбент в присутствии металлической соли. Продукт, содержащий адсорбированный реагент для обработки скважины, затем может быть высушен.

В одном варианте осуществления состав готовят путем введения вначале реагента для обработки скважины к адсорбенту с образованием обработанного адсорбента. Реагент для обработки скважины затем осаждают на адсорбенте или адсорбент пропитывают солью путем введения металлической соли к обработанному адсорбенту. До введения металлической соли к обработанному адсорбенту, обработанный адсорбент может быть нейтрализован добавлением каустика. С другой стороны, каустик может быть введен к обработанному адсорбенту после добавления металлической соли.

Количество каустика, добавленного к обработанному водонерастворимому адсорбенту, составляет приблизительно от 2 до 6 эквивалентов на 1 эквивалент состава для обработки скважины и предпочтительно приблизительно 4 эквивалента на 1 эквивалент состава для обработки скважины.

Состав для обработки скважин также может быть приготовлен путем адсорбирования вначале металлической соли на адсорбенте и затем путем введения реагента для обработки скважины к адсорбенту, содержащему металлическую соль. Каустик может быть введен к адсорбенту после добавления реагента для обработки скважины.

Кроме того, состав для обработки скважины может быть приготовлен способом, который дает адсорбент и кристаллизованный осадок реагента для обработки скважины и либо металл, либо металлическую соль на адсорбенте. В этом способе состав может быть приготовлен путем введения металлической соли и реагента для обработки скважины на водонерастворимый адсорбент. Металлическая соль и реагент для обработки скважины могут быть введены на водонерастворимый адсорбент на одной стадии или на двух отдельных стадиях. Полученный продукт затем может быть высушен и нейтрализован. Нейтрализованный реагент для обработки скважины затем осаждают на адсорбент. Продукту затем дают возможность высохнуть.

В другом способе реагент для обработки скважины и металлическую соль осаждают из водной щелочной жидкости на водонерастворимом адсорбенте. Нейтрализованный осадок затем кристаллизуют на адсорбенте. Этот способ особенно эффективен, где водная щелочная жидкость содержит кислый реагент для обработки скважины.

Как правило, мольное отношение металлической соли к реагенту для обработки скважины, используемое для осаждения реагента для обработки скважины на адсорбенте, составляет приблизительно от 10:1 до 1:10, более типично приблизительно от 4:1 до 1:1.

Количество реагента для обработки скважины в составе для обработки скважины обычно составляет приблизительно от 20 до 55 % масс.

Металлом, а также металлом металлической соли предпочтительно является щелочной металл, щелочноземельный металл и переходный металл, такой как натрий, калий, кальций, магний, кобальт, никель, медь, цинк и железо. Аммоний в данном случае также включен в определение металлической соли. В предпочтительном варианте осуществления соль представляет собой щелочной металл или щелочноземельный металл и включает галогениды, гидроксиды и сульфаты таких металлов, такие как хлорид кальция, хлорид магния, сульфат натрия, гидроксид калия, гидроксид натрия и сульфат калия. В наиболее предпочтительном варианте осуществления металлом является кальций и металлической солью является хлорид кальция. Обычно при нанесении на адсорбент металлы или металлические соли находятся в водном растворе.

В предпочтительном варианте осуществления реагент для обработки скважины может представлять собой, по меньшей мере, один компонент, выбранный из группы, включающей деэмульгаторы (как вода-в-масле, так и масло-в-воде), ингибиторы коррозии, ингибиторы накипеобразования, ингибиторы парафиноотложений, ингибиторы образования гидратов газа, ингибиторы солеобразования и дисперсанты асфальтосмолистых отложений.

Кроме того, другие походящие реагенты для обработки скважины включают пенообразователи, поглотители кислорода, биоциды и поверхностно-активные вещества, а также другие реагенты, где желательно медленное высвобождение в добывающие скважины.

Адсорбция реагента для обработки скважины на адсорбенте снижает (или ограничивает) количество реагента для обработки скважины, требуемое в растворе. Так как реагент для обработки скважины представляет собой адсорбент на подложке, только небольшое количество реагента для обработки скважины может быть высвобождено в водную среду.

Реагент для обработки скважины предпочтительно представляет собой жидкий материал. Если реагент для обработки скважины является твердым, он может быть растворен в подходящем растворителе, что превращает его в жидкость.

В предпочтительном варианте осуществления обрабатывающий скважину состав настоящего изобретения эффективно ингибирует, контролирует, предупреждает образование или воздействует на образование неорганических отложений, которые осаждаются в подземных пластах, таких как ствол скважины, нефтяные скважины, газовые скважины, водные скважины и геотермальные скважины. Составы настоящего изобретения особенно эффективны при обработке солевых отложений кальциевых, бариевых, магниевых солей и подобных солей, включая отложения сульфата бария, сульфата кальция и карбоната кальция. Составы также могут находить применение при воздействии на другие неорганические отложения, такие как сульфид цинка, сульфид железа и т.д.

Подходящими ингибиторами накипеобразования являются анионные ингибиторы накипеобразования.

Предпочтительные ингибиторы накипеобразования включают сильные кислотные материалы, такие как фосфоновая кислота, фосфорная кислота или фосфористая кислота, фосфатные эфиры, фосфонат/фосфоновые кислоты, различные аминополикарбоновые кислоты, хелатообразователи и полимерные ингибиторы, и их соли. Также включены органофосфонаты, органофосфаты и фосфатные эфиры, а также соответствующие кислоты и их соли.

Ингибиторы накипеобразования типа фосфонат/фосфоновая кислота часто предпочтительны с учетом их эффективности для контроля отложений при относительно низкой концентрации. Полимерные ингибиторы накипеобразования, такие как полиакриламиды, соли сополимера акриламидометилпропан-сульфонат/(акриловая кислота) (AMPS/AA), фосфинированный малеиновый сополимер (PHOS/MA) или натриевая соль терполимеров (полималеиновая кислота)/(акриловая кислота)/акриламидометил-пропансульфонат (PMA/AMPS) также являются эффективными ингибиторами накипеобразования. Предпочтительны натриевые соли.

Также полезными, особенно в случае солевых растворов, являются хелатообразователи, включая диэтилентриаминпента-метиленфосфоновую кислоту и этилендиаминтетрауксусную кислоту.

Реагент для обработки скважины также может представлять собой любой из фруктанов или производных фруктанов, например инулин и производные инулина, описанные в патентной публикации США № 2009/0325825, которая включена в описание в качестве ссылки.

Примерами деэмульгаторов, которые могут быть использованы, являются, но не ограничиваются ими, конденсационные полимеры алкиленоксидов и гликолей, такие как этиленоксидные и пропиленоксидные конденсационные полимеры дипропиленгликоля, а также триметилолпропан; и алкилзамещенные фенолформальдегидные смолы, диэпоксиды бисфенила, и эфиры и диэфиры таких дифункциональных продуктов. Особенно предпочтительными в качестве неионных деэмульгаторов являются оксиалкилированные фенолформальдегидные смолы, оксиалкилированные амины и полиамины, диэпоксидированные оксиалкилированные простые полиэфиры и т.д. Подходящими деэмульгаторами масло-в-воде являются четвертичный поли(триэтаноламинметилхлорид), кислый меламиновый коллоид, аминометилированный полиакриламид и др.

Ингибиторы парафиноотложений, полезные при реализации настоящего изобретения, включают, но не ограничиваются ими, этилен/винилацетатные сополимеры, акрилаты (такие как полиакрилатные эфиры и метакрилатные эфиры жирных спиртов) и олефин/малеиновые эфиры.

Типичными ингибиторами коррозии, полезными при реализации настоящего изобретения, являются, но не ограничиваются ими, жирные имидазолины, алкилпиридины, четвертичные алкилпиридины, четвертичные жирные амины и фосфатные соли жирных имидазолинов.

Химикаты для обработки газовых гидратов, которые полезны при реализации настоящего изобретения, включают, но не ограничиваются ими, полимеры и гомополимеры и сополимеры винилпирролидона, винилкапролактама и ингибиторы гидратообразования на основе аминов, такие как ингибиторы, описанные в патентных публикациях США № 2006/0223713 и №2009/0325823, которые обе включены в описание в качестве ссылки.

Типичными химикатами для обработки асфальтосмолистых отложений являются, но без ограничения, гомополимеры и сополимеры жирных эфиров (такие как жирные эфиры полимеров и сополимеров акриловой и метакриловой кислоты) и сорбитан-моноолеат.

Подходящие пенообразователи включают, но не ограничены ими, оксиалкилированные сульфаты или этоксилированные сульфаты спиртов или их смеси.

Типичные поверхностно-активные вещества включают катионные, амфотерные, анионные и неионные поверхностно-активные вещества. В качестве катионных поверхностно-активных веществ включают поверхностно-активные вещества, содержащие четвертичный аммонийный остаток (такой как линейный четвертичный амин, четвертичный бензиламин или четвертичный галогенид аммония), четвертичный сульфониевый остаток или четвертичный фосфониевый остаток или их смеси. Подходящими поверхностно-активными веществами, содержащими четвертичную группу, являются четвертичный галогенид аммония или четвертичный амин, например четвертичный хлорид аммония или четвертичный бромид аммония. В качестве амфотерных поверхностно-активных веществ включают глицинаты, амфоацетаты, пропионаты, бетаины и их смеси. Катионное или амфотерное поверхностно-активное вещество может иметь гидрофобный хвост (который может быть насыщенным или ненасыщенным), такой как С1218-углеродная цепочка. Кроме того, гидрофобный хвост может быть получен из природного масла из растений, такого как одно или несколько масел из кокосового масла, рапсового масла и пальмового масла.

Предпочтительными поверхностно-активными веществами являются N,N,N-триметил-1-октадекааммонийхлорид, N,N,N-триметил-1-гексадекааммонийхлорид и N,N,N-триметил-1-(соевое масло)аммонийхлорид и их смеси. Подходящими анионными поверхностно-активными веществами являются сульфонаты (типа ксилолсульфоната натрия и нафталинсульфоната натрия), фосфонаты, этоксисульфаты и их смеси.

Типичными поглотителями кислорода являются триазины, малеимиды, формальдегиды, амины, карбоксамиды, алкилкарбоксил-азосоединения, кумин-пероксидные соединения, морфолино- и амино-производные морфолина и производные пиперазина, аминоксиды, алканоламины, алифатические и ароматические полиамины.

Состав настоящего изобретения не требует избыточных количеств реагента для обработки скважин. Количество реагента для обработки скважины в составе представляет собой количество, достаточное для достижения желаемого результата в течение продолжительного периода времени и может составлять до менее чем 1 ч/млн. Обычно количество реагента для обработки скважины в составе находится в интервале приблизительно от 0,05 до 5 (предпочтительно приблизительно от 0,1 до 2) % масс. из расчета на общую массу состава.

Например, когда реагентом для обработки скважины является ингибитор накипеобразования, количество ингибитора накипеобразования, присутствующего в составе, представляет собой количество, требуемое для предупреждения или, по меньшей мере, существенного снижения степени образования накипи. Для большинства вариантов применения количество ингибитора накипеобразования в составе для обработки скважины может достигать до менее 1 ч/млн. Такие небольшие количества ингибитора накипеобразования могут быть достаточными для почти 1000 поровых объемов и, как правило, обеспечивают до шести месяцев непрерывного ингибирования. Таким образом, затраты на операцию существенно снижаются.

Водонерастворимый адсорбент может представлять собой любой из различных видов коммерчески доступных материалов с высокой площадью поверхности, имеющих сродство к требуемому реагенту для обработки скважины. Как правило, площадь поверхности адсорбента состава для обработки скважины находится приблизительно между 1 м2/г и 100 м2/г.

Подходящими адсорбентами являются тонкоизмельченные материалы, волокна, измельченная скорлупа миндаля, измельченная скорлупа грецкого ореха и измельченная кокосовая скорлупа. Другими подходящими водонерастворимыми адсорбентами являются активированный уголь и/или уголь, диоксид кремния в форме частиц, осажденные диоксиды кремния, диоксид кремния (кварцевый песок), оксид алюминия, алюмосиликат, такой как силикагель, слюда, силикат, например, органосиликаты или метасиликаты, силикат кальция, песок (например, 20-40 меш), боксит, каолин, тальк, цирконий, бор и стекло, включая стеклянные микросферы или бисер, зольная пыль, цеолиты, инфузорная земля, измельченная скорлупа грецкого ореха, фуллерова земля и органические синтетические высокомолекулярные водонерастворимые адсорбенты. Особенно предпочтительными являются инфузорная земля и измельченная скорлупа грецких орехов.

Также полезными в качестве адсорбентов являются глины, такие как природные глины, предпочтительно глины, имеющие относительно сильно отрицательно заряженную поверхность и намного меньшую поверхность, которая заряжена положительно. Другие примеры таких материалов с высокой площадью поверхности включают такие глины, как бентонит, иллит, монтмориллонит и синтетические глины.

Массовое отношение реагента для обработки скважины к водонерастворимому адсорбенту обычно составляет приблизительно от 90:10 до 10:90.

Адсорбция жидкого реагента (или его раствора) для обработки скважины на твердом адсорбенте ограничена доступностью свободного реагента для обработки скважины в воде. Кроме того, сам состав имеет ограниченную растворимость в воде. При размещении в добывающей скважине реагент для обработки скважины медленно растворяется обычно при постоянной скорости в течение длительного периода времени в воде, которая находится в пласте. Контролированное медленное высвобождение реагента зависит от поверхностных зарядов между реагентом для обработки скважины и адсорбентом, что, в свою очередь, зависит от характеристик адсорбция/десорбция реагента к адсорбенту.

Обычно продолжительность действия разовой обработки с использованием состава настоящего изобретения составляет от шести до двенадцати месяцев и может превышать 3 года в зависимости от объема воды, произведенной в добывающей скважине, и количества реагента для обработки скважины, связанного с водонерастворимым адсорбентом.

Композиции для обработки скважины в соответствии с изобретением содержат состав. Жидкость-носитель может представлять собой рассол, соленую воду, питьевую воду, жидкий углеводород или газ, такой как азот или диоксид углерода. Подходящие композиции включают жидкости для гидравлического разрыва, жидкости для заканчивания скважины, композиции для кислотной обработки скважины и т.д. При использовании при гидравлическом разрыве жидкость может содержать или может не содержать расклинивающий агент.

Составы особенно эффективны при использовании в средах, отличающихся высоким значением рН, таким как рН свыше 7,0. Такие составы также эффективны в жидкостях, имеющих рН свыше 11,0.

Количество состава, присутствующего в композиции для обработки скважины, как правило, составляет приблизительно от 15 до 100000 ч/млн в зависимости от серьезности осаждения отложений. Когда жидкость-носитель представляет собой рассол, массовый процент состава в композиции обычно составляет приблизительно от 0,02 до 2% масс.

Композиция также может содержать от 0 до 10% масс. неорганической соли. Подходящими неорганическими солями являются KCl, NaCl и NH4Cl.

Композиция для обработки скважины может быть использована для контроля и/или предупреждения нежелательного образования накипи, солей, парафинов, гидратов газа, асфальтенов, а также коррозии в пластах или на поверхности оборудования. Кроме того, другие подходящие реагенты для обработки включают пенообразователи, поглотители кислорода, биоциды, эмульгаторы (как вода-в-масле, так и масло-в-воде) и поверхностно-активные вещества, а также другие реагенты могут быть использованы с помощью адсорбента, когда желательно медленно высвобождать такие реагенты в добывающую скважину.

Композиция для обработки скважины настоящего изобретения может быть использована при обработках в целях интенсификации потока в качестве компонента жидкости для гидравлического разрыва или жидкости для кислотной обработки скважины, такой как матричная закисляющая жидкость. Состав имеет особенное применение в жидкостях для заканчивания скважины, содержащих солевые растворы бромида цинка, бромида кальция, хлорида кальция и бромида натрия. Такие жидкости могут быть введены ниже межтрубного пространства скважины и, когда это желательно, промыты пластовой водой.

В особенно предпочтительном варианте осуществления составы настоящего изобретения используют в жидкостях, применяемых для обработки газовых скважин или нефтяных скважин, где желательно предотвратить или ингибировать образование накипи, контролировать образование накипи или замедлить высвобождение ингибиторов накипеобразования в скважине. Например, состав может быть использован при техническом обслуживании при заканчивании скважины или ее эксплуатации. Составы изобретения могут быть использованы в скважине для удаления накипи или для контроля образования накипи на трубной поверхности оборудования внутри ствола скважины.

Приведенные ниже примеры являются иллюстрацией вариантов осуществления настоящего изобретения. Другие варианты осуществления в рамках объема формулы изобретения будут очевидны для квалифицированного в данной области специалиста при рассмотрении описания, представленного в изобретении. Полагают, что описание вместе с примерами необходимо рассматривать только в качестве примеров при объеме и сути изобретения, которые определены представленной ниже формулой изобретения.

Все проценты, приведенные в примерах, указаны в значениях массовых единиц, за исключением случаев, когда указано другое.

Пример 1

Готовили ингибиторы накипеобразования, содержащие фосфонат кальция, адсорбированный на инфузорной земле, путем введения 740 г хлорида кальция в жидкой форме (30% хлорида кальция) к 930 г инфузорной земле (10/50 меш, Celite® MP-79). (Celite представляет собой торговую марку Celite Corporation). К этой смеси затем добавляли 598 г 50%-ной аминотри(метилен-фосфиновой кислоты) (АТМР). Эту смесь затем сушили два часа при 220ºF (104,44ºС) с получением продукта А1. Затем добавляли 160 г 50%-ного гидроксида натрия и снова сушили, получали продукт А2. Продукт А1 и продукт А2 были получены в соответствии с представленным ниже уравнением (где «DE» обозначает инфузорную землю):

Каждый из продуктов А1 и А2 содержит 20% масс. АТМР. Процент активной соли в А1 и А2 составляет 25,1 и 30,8 соответственно.

Пример 2

Характеристики элюирования продуктов А1 и А2 примера 1 сравнивали с составом ингибитора накипеобразования, полученным в примерах патента США №7491682. Каждый образец содержал в качестве ингибитора накипеобразования АТМР. Приблизительно 55 г 20/40 Ottawa белого расклинивающего агента и 1,1 г каждого из высушенных продуктов примера 1 помещали на колонку из нержавеющей стали длиной 35 см, имеющей внутренний диаметр 1,08 см. Колонку элюировали с помощью синтетического рассола 0,025 моль/л хлорида кальция, 0,015 моль/л бикарбоната натрия и 1 моль/л хлорида натрия, разбрызгивая при этом 100%-ный диоксида углерода при 60ºС, где скорость потока составляла 120 мл/час, что соответствовало линейной скорости потока 275 фут/день (8382 см/день). Выходящий раствор собирали и анализировали на концентрацию фосфоната и Са, чтобы получить кривую обратного притока ингибитора фиг.1, где поровый объем колонки составлял приблизительно 12 миллилитров. Фиг.1 иллюстрирует продукт А2 в сравнении с составом предшествующего уровня техники, показывающим наилучшие характеристики отдачи ингибитора, после которого следует продукт А1.

Пример 3

Изучены бариевые ингибиторы накипеобразования, отличные от ингибиторов, представленных в патенте США №7491682. Готовили продукты, аналогичные продукту А1, за исключением того, что вместо АТМР использовали бис(гексаметилен)триаминпента(метилен)-фосфоновую кислоту (ВНМТ), а также 1-гидроксиэтилиден-1,1-дифосфоновую кислоту (HEDP). Эти продукты сравнивали с ингибитором накипеобразования, изготовленным в соответствии с примером патента США №7491682, а также ингибитором накипеобразования в соответствии с примером патента США №7491682, за исключением замены фосфиновой кислоты HEDP. Получали кривые обратного притока ингибитора, как подробно рассмотрено в примере 2, которые представлены на фиг.2. Как показано, HEDP неприемлема, так как она десорбируется слишком быстро в отличие от кальциевой соли HEDP.

Пример 4

Данный пример иллюстрирует влияние на скорости десорбции порядка добавления на состав кальция и каустика. Составы готовили путем добавления вначале 50 г 60%-ного раствора 1-гидроксилэтилиден-1,1-дифосфоновой кислоты (HEDP) на 70 г инфузорной земли (10/50 меш, Celite MP-79) с перемешиванием вручную и с последующей сушкой два часа при 220ºF (104,44ºС). Ниже этот продукт называли основной HEDP/DE смесью. Кальций и каустик добавляли в разных последовательностях, представленных ниже:

HEDP + (Ca + 2NaOH): 1 эквивалент хлорида кальция растворяли в 2 эквивалентах гидроксида натрия, который затем добавляли к основной смеси HEDP/DE при перемешивании вручную. Затем такую полученную смесь сушили;

HEDP + NaOH + Ca: 1 эквивалент гидроксида натрия добавляли к HEDP/DE смеси в псевдоожиженном слое, затем сушили. Затем 1 эквивалент хлорида кальция добавляли к этой смеси в псевдоожиженном слое и сушили. Этот продукт на фиг.3 показан как (HEDP + NaOH + Ca). Этот способ давал наиболее однородный размер частиц;

HEDP + 2NaOH + Ca: 2 эквивалента гидроксида натрия добавляли к смеси HEDP/DE с перемешиванием вручную и сушили. Затем 1 эквивалент хлорида кальция добавляли при перемешивании вручную и эту следующую смесь также сушили;

HEDP + Ca + NaOH: добавляли 1 эквивалент хлорида кальция к смеси HEDP/DE, перемешивали вручную и сушили. Затем при перемешивании вручную добавляли 1 эквивалент гидроксида натрия, и эту следующую смесь также сушили. Этот продукт на фиг.3 обозначен как (HEDP + Ca + NaOH);

HEDP + Ca + 2NaOH: 1 эквивалент хлорида кальция добавляли к смеси HEDP/DE с перемешиванием вручную. После сушки добавляли 2 эквивалента гидроксида натрия, перемешивали вручную и снова сушили.

Фиг.3 показывает кривые обратного притока ингибитора (в соответствии с методикой примера 2), где «АТМР» означает состав, приготовленный в примере патента США №7491682.

Из рассмотренного выше будет видно, что разные варианты и модификации могут быть выполнены без отступления от истинного смысла и объема новой концепции настоящего изобретения.

1. Состав для обработки скважины, содержащий реагент для обработки скважины, адсорбированный на водонерастворимом адсорбенте, где состав получают осаждением реагента для обработки скважины из жидкости, при этом реагент для обработки скважины адсорбируют на водонерастворимом адсорбенте, и где реагент для обработки скважины осаждают в присутствии металлической соли.

2. Состав для обработки скважины по п. 1, где реагент для обработки скважины представляет собой по меньшей мере один компонент, выбранный из группы, включающей ингибиторы накипеобразования, ингибиторы коррозии, ингибиторы парафиноотложений, ингибиторы солеотложений, ингибиторы образования гидратов газа, ингибиторы образования асфальтосмолистых отложений, поглотители кислорода, биоциды, пенообразователи, реагенты для разрушения эмульсий или поверхностно-активные вещества.

3. Состав для обработки скважины по п. 2, где реагент для обработки скважины представляет собой ингибитор накипеобразования.

4. Состав для обработки скважины по п. 1, где металлическую соль выбирают из группы, включающей галогенид щелочного или щелочноземельного металла.

5. Состав для обработки скважины по п. 1, где также состав получают в присутствии каустика.

6. Состав для обработки скважины по п. 1, где состав получают (а) введением вначале реагента для обработки скважины к адсорбенту и затем (b) осаждением реагента для обработки скважины на адсорбент путем добавления металлической соли.

7. Состав для обработки скважины по п. 6, где продукт стадии (а) нейтрализуют перед стадией (b).

8. Состав для обработки скважины по п. 6, где каустик дополнительно вводят к адсорбенту после стадии (b).

9. Состав для обработки скважины по п. 1, где состав получают (а) введением вначале металлической соли на адсорбент и затем (b) введением реагента для обработки скважины к адсорбенту.

10. Состав для обработки скважины по п. 1, где водонерастворимый адсорбент выбирают из группы, включающей активированный уголь, диоксид кремния в форме частиц, осажденный диоксид кремния, цеолит, инфузорную землю, измельченную скорлупу грецкого ореха, фуллерову землю и органические синтетические высокомолекулярные водонерастворимые адсорбенты.

11. Состав для обработки скважины по п. 1, содержащий водонерастворимый адсорбент и кристаллизованный осадок или (А) металла и реагента для обработки скважины или (В) соли реагента для обработки скважины, полученный или:
(а) введением металлической соли и реагента для обработки скважины на водонерастворимый адсорбент и нейтрализацией продукта, а затем осаждением нейтрализованного реагента для обработки скважины на адсорбент; или
(b) осаждением реагента для обработки скважины и металлической соли из водной щелочной жидкости на водонерастворимый адсорбент и затем кристаллизацией нейтрализованного осадка на адсорбенте.

12. Состав для обработки скважины по п. 11, где металлическую соль и реагент для обработки скважины вводят на водонерастворимый адсорбент на двух отдельных стадиях.

13. Состав для обработки скважины по п. 11, где реагент для обработки скважины и металлическую соль вводят к водонерастворимому адсорбенту в виде водной жидкости, содержащей жидкий кислый реагент для обработки скважины и металлическую соль.

14. Состав для обработки скважины по п. 11, где состав получают осаждением реагента для обработки скважины и металлической соли из водной щелочной жидкости на водонерастворимый адсорбент.

15. Состав для обработки скважины по п. 11, где реагент для обработки скважины представляет собой по меньшей мере один компонент, выбранный из группы, включающей ингибиторы накипеобразования, ингибиторы коррозии, ингибиторы парафиноотложений, ингибиторы солеотложений, ингибиторы образования гидратов газа, ингибиторы образования асфальтосмолистых отложений, поглотители кислорода, биоциды, пенообразователь, реагенты для разрушения эмульсий и поверхностно-активные вещества.

16. Состав для обработки скважины по п. 15, где реагент для обработки скважины представляет собой ингибитор накипеобразования.

17. Состав для обработки скважины по п. 11, где массовое или мольное отношение металлической соли и реагента для обработки скважины, введенных к водонерастворимому адсорбенту, составляет приблизительно от 1:4 до 4:1.

18. Состав для обработки скважины по п. 1, где массовое или мольное отношение металлической соли и реагента для обработки скважины, введенных к водонерастворимому адсорбенту, составляет приблизительно 1:1.

19. Состав для обработки скважины по п. 8, где количество каустика, добавленного к водонерастворимому адсорбенту, составляет приблизительно от 2 до 6 эквивалентов на 1 эквивалент состава для обработки скважины.

20. Состав для обработки скважины по п. 19, где количество каустика, добавленного к водонерастворимому адсорбенту, составляет приблизительно 4 эквивалента на 1 эквивалент состава для обработки скважины.

21. Состав для обработки скважины по п. 3, где ингибитор накипеобразования является анионным.

22. Состав для обработки скважины по п. 11, где металл (а) или металл соли (b) выбирают из группы, включающей щелочные металлы, щелочноземельные металлы, переходные металлы или аммоний.

23. Состав для обработки скважины по п. 22, где соль представляет собой щелочной металл или щелочноземельный металл.

24. Состав для обработки скважины по п. 23, где соль представляет собой щелочноземельный металл.

25. Состав для обработки скважины по п. 24, где щелочноземельным металлом является кальций.

26. Состав для обработки скважины по п. 1, где площадь поверхности адсорбента составляет приблизительно от 1 м2/г до 100 м2/г.

27. Состав для обработки скважины по п. 1, где количество реагента для обработки скважины в составе составляет приблизительно от 20 до 55% масс.

28. Состав для обработки скважины по п. 1, где массовое отношение реагента для обработки скважины к водонерастворимому адсорбенту в составе для обработки скважины составляет приблизительно от 90:10 до 10:90.

29. Состав для обработки скважины по п. 10, где водонерастворимый адсорбент представляет собой инфузорную землю или измельченную скорлупу грецкого ореха.

30. Жидкость для обработки скважины, содержащая состав для обработки скважины по п. 1 и жидкость-носитель.

31. Жидкость для обработки скважины по п. 30, дополнительно содержащая расклинивающий агент.

32. Жидкость для обработки скважины по п. 30, где количество состава для обработки скважины в жидкости составляет приблизительно от 0,1 до 2% масс. расклинивающего агента.

33. Жидкость для обработки скважины по п. 30, где рН жидкости для обработки скважины имеет значение больше чем 7,0.

34. Способ обработки подземного пласта или ствола скважины, который включает введение в пласт или ствол скважины жидкости для обработки скважины по п. 30.

35. Способ по п. 34, где жидкость для обработки скважины представляет собой жидкость для гидравлического разрыва или жидкость для кислотной обработки.

36. Способ по п. 34, где рН жидкости для обработки скважины имеет значение больше чем 7,0.

37. Способ по п. 36, где рН жидкости для обработки скважины имеет значение больше чем 11,0.

38. Способ контролирования скорости высвобождения реагента для обработки скважины в стволе скважины, включающий введение в ствол скважины состава для обработки скважины по п. 1.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение проницаемости осушенной призабойной зоны пласта, повышение степени разглинизации призабойной зоны и повышение производительности скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - выравнивание профиля притока добывающих скважин в неоднородных по проницаемости карбонатных пластах, создание новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта, восстановление коллекторских свойств призабойной зоны за счет ее очистки от кольматирующих твердых частиц.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - интенсификация добычи нефти из горизонтальной скважины, увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза, снижение обводненности добываемой продукции на 30-50%.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке карбонатных нефтяных пластов с естественной трещиноватостью горизонтальными скважинами с применением большеобъемной кислотной обработки при наличии вблизи горизонтальных стволов водонасыщенных пропластков.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к технологии повышения продуктивности скважины. Технический результат - повышение эффективности большеобъемной селективной кислотной обработки (БСКО) карбонатных коллекторов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта в карбонатных породах. Способ включает спуск в скважину в зону гидроразрыва колонны насосно-компрессорных труб, герметизацию заколонного пространства скважины пакером, осуществление гидроразрыва породы с образованием трещины закачкой газированной жидкости разрыва под давлением по колонне насосно-компрессорных труб с расклиниванием трещины, технологическую выдержку и последующее освоение скважины.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение приемистости нагнетательных скважин и интенсификации притока флюида из продуктивного пласта с карбонатными коллекторами за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, уменьшения интенсивности кислотной коррозии, предотвращения выпадения вторичных осадков и образования эмульсии и обеспечения моющего действия состава.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемых неоднородных карбонатных нефтяных залежей. Технический результат - повышение коэффициента охвата и увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи.
Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, значительное увеличение эффективности кислотной обработки.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для интенсификации работы скважины. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва низкопроницаемого пласта, содержащего прослой глины с водоносным пропластком.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой продуктивного пласта горизонтального ствола скважины, перфорацию обсадной колонны в горизонтальном стволе скважины, азимутально сориентированную интервалами с помощью гидромеханического щелевого перфоратора, спущенного в скважину на колонне труб за одну спуско-подъемную операцию, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины.

Группа изобретений относится к интенсификации добычи углеводородов из пласта способом гидравлического разрыва. Технический результат - неоднородное размещение расклинивающего агента в трещинах гидроразрыва, повышающее их проводимость и продуктивность скважины.

Настоящее изобретение относится к эксплуатации углеводородсодержащих пластов или нагнетательных скважин. Способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: a) обеспечение композицией, включающей инициатор загустевания, изменяющий pH, и полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) активизацию действия инициатора загустевания pH для смещения pH композиции в указанную область его значений и d) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемых неоднородных карбонатных нефтяных залежей. Технический результат - повышение коэффициента охвата и увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва низкопроницаемого пласта. Способ включает спуск колонны НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидроразрыва закачиванием через скважину по колонне НКТ с пакером в продуктивный пласт гидроразрывной жидкости с последующей закачкой проппанта через интервал перфорации низкопроницаемого пласта, стравливание давления из скважины.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым коллектором. В способе интенсификации работы скважины, включающем тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, в низкопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не более 1 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с закачкой буферной жидкости из расчета 1,0-3,0 м3 на 1 тонну проппанта, с применением фракций проппанта, включающих в себя только мелкую фракцию размерностью не крупнее 30/60 меш с конечной концентрацией проппанта не более 300 кг/м3, при прокачке поддерживают расход жидкости 3,5 м3/мин и более, а концентрацию гелеобразователя устанавливают не более 2 кг/м3, с конечной недопродавкой смеси в объеме 0,1-0,5 м3.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП). Способ включает бурение горизонтальной скважины, спуск в вертикальную часть скважины обсадной колонны и ее цементирование, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, формирование трещин ГРП в горизонтальном стволе скважины закачкой по колонне труб жидкости разрыва, крепление трещин закачкой жидкости-носителя с проппантом.
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.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым для цементирования обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, осложненных наличием пластов с низким давлением гидроразрыва.
Наверх