Биоциды с контролируемым высвобождением для применения в нефтяных месторождениях



Биоциды с контролируемым высвобождением для применения в нефтяных месторождениях
Биоциды с контролируемым высвобождением для применения в нефтяных месторождениях
Биоциды с контролируемым высвобождением для применения в нефтяных месторождениях

 


Владельцы патента RU 2581427:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)
ПРЭД РИСЕРЧ ЭНД ДИВЕЛОПМЕНТ ЛИМИТЕД (GB)

Изобретение относится к применению биоцидов в нефтяных месторождениях. Способ обработки подземного образования, пронизанного стволом скважины, включающий введение жидкости для обработки скважины, состоящей из как минимум одного инкапсулированного биоцида, выбранного из приведенной группы, где при введении инкапсулированного биоцида и после предварительно определенного периода времени, биоцид высвобождается из инкапсулирующего материала и обрабатывает ствол скважины и подземное образование, жидкость для обработки скважины дополнительно содержит неинкапсулированный биоцид, и инкапсулированному биоциду свойственен такой профиль высвобождения, что инкапсулированный биоцид обеспечивает начальную концентрацию биоцида, способную обеспечить немедленный контроль микробного роста в пределах подземного образования и ствола скважины, и замедленное высвобождение биоцида для долгосрочного контроля микробного роста. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 10 з.п. ф-лы, 2 пр., 5 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[0001] Настоящее описание, в общем, связано с областью биоцидов для применения в нефтяных месторождениях и, более конкретно, но не ограничиваясь ими, связано со способами контроля высвобождения биоцидов в различных сферах применения в нефтяных месторождениях.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0002] Чтобы увеличить или повысить добычу углеводородов нефти и газа из скважин, пробуренных в подземных образованиях, в качестве общей практики применяется нагнетание вязкой жидкости под высоким давлением вниз в ствол скважины для раскалывания образования и нагнетания раскалывающей жидкости в трещины. Раскалывающая жидкость также применяется для переноса песка или других видов частиц, называемых проппантами (расклинивающими агентами), чтобы удерживать трещины открытыми после снижения давления. Трещины, удерживаемые в открытом состоянии проппантом, обеспечивают дополнительные пути для углеводородов, таких как нефть или природный газ, которыми они могут достичь ствола скважины, что, в свою очередь, повышает добычу нефти и/или природного газа из скважины.

[0003] Кроме того, при добыче таких углеводородов способ затопления водой применяется в нефтяной промышленности для увеличения выхода нефти. Этот способ увеличивает общий выход нефти, присутствующей в образовании, сверх того, который обычно получают в исходном способе. В таком способе желательно поддерживать высокую скорость закачивания воды с минимальной затратой энергии. Любая преграда свободному входу воды в содержащие нефть образования серьезно уменьшает эффективность операции по добыче.

[0004] Однако системы затопления водой обеспечивают идеальное окружение для роста и размножения биопленок за счет большого количества воды, переносимой через такие системы и впрыскиваемой в содержащие нефть образования с целью поддержания давления резервуара и/или увеличения подвижности нефти через образование к производственным скважинам. Большая площадь поверхности сети распределения воды способствует биологическому обрастанию, которое представляет собой прикрепление и рост микробов и/или бактерий на стенках трубы.

[0005] Биологическое обрастание, вызванное анаэробными бактериями, при затоплении водой осложняется практикой удаления кислорода из воды перед закачиванием. Удаление кислорода проводят с целью минимизации коррозии оборудования; однако бескислородные условия обеспечивают идеальную среду для роста восстанавливающих сульфат бактерий (ВСБ) в биопленках. Этот феномен наблюдается как на стадии закачивания, так и на производственной стадии операции по затоплению водой. Метаболическая активность таких бактерий может приводить к повышению скорости коррозии, закупориванию фильтров, риску для здоровья в результате образования сульфида и возможной закваске образования (ферментированная скважина содержит сульфид водорода).

[0006] Одним из способов управлять биологическим обрастанием является применение биоцида. В общем, биоцид выбирают на основании его действия в стандартном лабораторном оценочном тесте. Однако настоящая заявка направлена на инкапсулированный биоцид. До настоящей заявки применяли неинкапсулированные биоциды, которые обладают множеством недостатков. Например, неинкапсулированные биоциды, при высвобождении или нагнетании в ствол скважины, могут обладать отвратительным запахом. К тому же, как только неинкапсулированный биоцид помещают в ствол скважины, биоцид потенциально может реагировать с другими компонентами, такими как средства для уменьшения трения и другие добавки, в жидкости ствола скважины. Дополнительно, неинкапсулированные биоциды часто существуют в жидкой форме и поэтому должны нагнетаться персоналом с помощью подходящего оборудования в месте выхода ствола скважины, что неизбежно ведет к многочисленным проблемам со здоровьем, безопасностью и/или экологией.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0007] Существует потребность в способах обработки подземных образований, на которую направлен объект изобретения, описанного в данном описании. Настоящая заявка, таким образом, направлена на данную потребность, путем инкапсулирования биоцида для различных видов применения в нефтяных месторождениях. Биоциды имеют низкую дозировку, что делает их добавление в твердых формах самым привлекательным способом применения. Альтернативный способ применения состоит в суспендировании твердых частиц до консистенции жидкой глины и нагнетании суспензии, которая является безвредной за счет инкапсулирующего материала. Инкапсулирование жидких биоцидов повышает легкость применения. Цель биоцида может варьировать, в зависимости от обстоятельств и жидкостей. Для гидравлического разрыва с использованием реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения главная цель - воспрепятствовать росту восстанавливающих сульфат бактерий (ВСБ), которые могут ферментировать резервуар газа. Для других видов применения в связи с гидравлическим разрывом, с применением линейных и поперечно-сшитых полимеров, биоцид также может быть эффективен в предупреждении термического разложения.

[0008] Как описано ниже в данной заявке, основные преимущества инкапсулированных биоцидов включают (1) уменьшение контакта персонала на поверхности ствола скважины с вредными химическими веществами, (2) задержку высвобождения биоцида, что позволяет более высокую загрузку окислительных биоцидов, которые могут реагировать с желирующими агентами и другими ингредиентами во впрыснутой жидкости, (3) возможность доставки жидкого от природы биоцида в твердой форме, (4) исключение вредных запахов, которые проникают на буровую площадку и в оборудование, и (5) предупреждение реакционно-способных взаимодействий с другими активными добавками в стволе скважины.

[0009] На упомянутые выше и другие проблемы направлена настоящая заявка, тогда как в вариантах заявка связана со способом обработки подземного образования, пронизанного стволом скважины, причем способ включает: введение жидкости для обработки скважины, состоящей из как минимум одного инкапсулированного биоцида, при том что при введении инкапсулированного биоцида и после предварительного определенного периода времени биоцид высвобождается из инкапсулирующего материала и обрабатывает ствол скважины и подземное образование.

[0010] В вариантах, описанных в данном описании, предусмотрен способ обработки подземного образования, пронизанного стволом скважины, причем способ включает: введение жидкости для обработки скважины, состоящей из как минимум одного инкапсулированного биоцида и способного к гидратации полимера, при том что при введении инкапсулированного биоцида и после предварительного определенного периода времени биоцид высвобождается из инкапсулирующего материала и обрабатывает ствол скважины и подземное образование.

[0011] В вариантах, описанных в данном описании, предусматривается способ гидравлического разрыва подземного образования, пронизанного горизонтальным стволом скважины, причем способ включает: изоляцию как минимум части горизонтального ствола скважины и введение жидкости для обработки скважины, состоящей из как минимум одного инкапсулированного биоцида и воды, при том, что при введении инкапсулированного биоцида и после предварительного определенного периода времени биоцид высвобождается из инкапсулирующего материала и обрабатывает подземное образование, и при этом содержимое горизонтального ствола скважины не вытекает обратно в течение от приблизительно 1 дня до приблизительно 1 года.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ФИГУР

[0012] На фиг.1 представлен профиль замедленного высвобождения хлора из инкапсулированной трихлоризоциануровой кислоты через 1 час контакта при различных температурах.

[0013] На фиг.2 представлен профиль замедленного высвобождения хлора из инкапсулированной трихлоризоциануровой кислоты в деионизированной воде при 125°F (51,6°C).

[0014] На фиг.3 схематически представлен аппарат для получения профиля высвобождения гидростатического давления (ГД), используемый в Примере 2.

[0015] На фиг.4 представлена концентрация аммония персульфата (АПС) в Примере 2 при 130°F (54,4°C).

[0016] На фиг.5 представлена концентрация аммония персульфата (АПС) в Примере 2 при 160°F (71,1°C).

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0017] В начале, следует отметить, что при разработке любого такого фактического варианта многочисленные решения, специфические для конкретного внедрения, должны быть приняты, чтобы достичь конкретных целей разработчика, таких как соответствие связанной системе и связанные с бизнесом ограничения, которые будут варьировать от одного внедрения к другому. Кроме того, следует понимать, что такие усилия по разработке могут быть сложными и требовать времени, но тем не менее являются шаблонным достижением среднего специалиста в данной области, обладающего преимуществом данного раскрытия. Кроме того, композиция, применяемая/раскрываемая в данном описании, может также содержать некоторые компоненты, кроме цитируемых. В кратком описании изобретения и данном подробном описании каждое цифровое значение следует прочитать один раз как модифицированное термином "приблизительно" (за исключением случаев, когда термин явно модифицирован таким словом), а затем прочитать снова как не модифицированное таким образом, если только иное не указано в контексте. Также, в кратком описании изобретения и данном подробном описании следует понимать, что интервал концентраций, перечисленный или описанный как пригодный, подходящий или подобным образом, предусматривает, что любая и каждая концентрация в пределах интервала, в том числе конечные точки, должна рассматриваться как заявленная. Например, "интервал от 1 до 10" должен быть прочитан как показывающий любое и каждое возможное число вдоль континуума от приблизительно 1 до приблизительно 10. Таким образом, даже если конкретные точки данных находятся в пределах интервала, или даже нет точек данных в пределах интервала, явно идентифицированы или ссылаются только на некоторые характеристики, следует понимать, что изобретатели подразумевают и понимают, что любые и все точки данных в пределах интервала должны рассматриваться как указанные и что изобретатели обладали знанием полного интервала и всех точек в пределах интервала.

[0018] Утверждения, сделанные в данном описании, обеспечивают только информацию, связанную с настоящим раскрытием, и могут не быть частью уровня техники, и могут описывать некоторые варианты, иллюстрирующие заявленный в данном изобретении объект.

[0019] В описании и формуле изобретения "приблизительно" включает в себя "в".

[0020] Следующие определения приведены для того, чтобы помочь специалистам в понимании подробного описания.

[0021] Термин "обработка" обозначает любую подземную операцию, в которой используется жидкость в соединении с желательной функцией и/или для желательной цели. Термин "обработка" не подразумевает никакого конкретного действия жидкостью.

[0022] Термин "горизонтальный ствол скважины" обозначает скважины, которые в существенной степени пробурены сквозь подземную зону, чтобы максимизировать контакт с зоной. Для зон, которые в основном расположены горизонтально, ствол скважины может иметь отклонение от вертикали 80-110° в целевой продуктивной зоне. Для тех зон, которые имеют наклон от горизонтали, ствол скважины будет, прежде всего, буриться под углом, чтобы удерживать ствол скважины в пределах зоны. Горизонтальные стволы скважин обычно вертикальны возле поверхности и имеют наклон в направлении, в существенной мере параллельной плоскостям залегания зоны, в которой размещен ствол скважины. Часто в сланцах и образованиях с низкой проницаемостью множественные гидравлические разрывы размещены вдоль длины такого ствола скважины, чтобы максимизировать контакт между образованием и стволом скважины. Разрывы обычно делают, начиная с забоя скважины, и подходящие средства используют, чтобы изолировать такие разрывы перед тем, как следующий разрыв будет выполняться. Когда разрыв полностью завершен, изоляционный механизм (часто называемый «зональной изоляцией») удаляют, и все зоны разрывов гидравлически соединяются со стволом скважины и поверхностью. Зональные изоляционные системы используются, чтобы изолировать и выборочно добыть нефть или газ из отдельных зон в одной скважине, как описано подробно в патентах США №№ 5579844; 5609204 и 5988285. В течение продленного времени для полного завершения скважины с множественными разрывами первые разрывы могут быть закрыты в течение периода от нескольких дней до нескольких недель, что обеспечивает среду для процветания микробов, если в жидкость для обработки не входят биоциды. Традиционные биоциды не всегда обладают способностью обеспечивать защиту в течение длительного времени, необходимую для таких скважин.

[0023] Термин "разрыв" обозначает процесс и способы разрушения геологического образования и создания разрыва, т.е. каменного образования вокруг ствола скважины, путем нагнетания жидкости при очень высоком давлении (давление выше определенного давления закрытия образования), для того чтобы увеличить производственный выход из резервуара или скорость закачивания в резервуар углеводородов. В других способах разрыва применяют обычные методы, известные из уровня техники.

[0024] "Поперечно-сшивающее средство" или "поперечно-сшивающий агент" - это соединение, смешанное с жидкостью исходного геля для получения вязкого геля. В соответствующих условиях поперечно-сшивающее средство реагирует с водорастворимым полимером с целью соединения молекул, образуя жидкость поперечно-сшитого полимера с высокой, но тщательно контролируемой вязкостью.

[0025] "Жидкость разрыва" часто описывают как линейный гель, поперечно-сшитый гель или реагент на водной основе для снижения поверхностного натяжения. Линейные и поперечно-сшитые гели обычно содержат 1,2-4,8 кг/м3 (10-40 фунтов на тысячу галлонов) биополимера, такого как гуаровая камедь или дериватизированная гуаровая камедь. Поперечно-сшитые жидкости обладают более высокой вязкостью за счет эффекта поперечно-сшивающего средства. Реагент на водной основе для снижения поверхностного натяжения характеризуется как вода, содержащая небольшие количества уменьшающего сопротивление средства, такого как полиакриламид, мицеллярный раствор вязкоэластичных поверхностно-активных веществ или линейный гель с низкой концентрацией, который уменьшает трение на 40-80% по сравнению с существующим без уменьшающего сопротивление средства. Это позволяет обработку нагнетанием при более высокой скорости или более низком давлении. Различные другие добавки, составляющие жидкость разрыва, включают биоциды, ингибиторы отложений, поверхностно-активные вещества, деэмульгаторы, ускорители деэмульгации, средства для связывания кислородных радикалов, спирты алкоголи, ингибиторы коррозии, добавки для снижения водоотдачи, волокна, пропптермальные стабилизаторы, проппанты и т.п.

[0026] Термин "гидравлический разрыв" в настоящей заявке обозначает технику, которая включает нагнетание жидкостей в скважину при значениях давления и скорости потока, достаточно высоких, чтобы расколоть скалу и создать противоположные трещины, расширяющиеся вплоть до 300 м (1000 футов) или больше от любой стороны буровой скважины. Позже песок или керамические частицы, под названием "проппант", переносятся жидкостью, чтобы наполнить разрыв, удерживая его открытым после остановки нагнетания и снижения давления. Сложные разрывы, которые включают вторичные и третичные разрывы, соединяющиеся с главным разрывом, могут также быть результатом операций разрыва и зависят от свойств образования.

[0027] В данном описании используется новая схема нумерации групп Периодической системы элементов Менделеева, как в Chemical and Engineering News, 63(5), 27 (1985).

[0028] В данном описании термин "жидкая композиция" или "жидкая среда" обозначает материал, который является жидким в условиях применения. Например, жидкая среда может обозначать воду и/или органический растворитель, который находится выше точки замерзания и ниже точки кипения материала при конкретном давлении. Жидкая среда может также обозначать суперкритическую жидкость.

[0029] В данном описании термины "полимер" или "олигомер" используется равнозначно, если не определено иное, и оба обозначают гомополимеры, сополимеры, интерполимеры, терполимеры и т.п. Также сополимер может обозначать полимер, содержащий как минимум два мономера, необязательно с другими мономерами. Когда на полимер ссылаются как на содержащий мономер, мономер присутствует в полимере в полимеризованной форме мономера или в производной форме мономера. Однако, для краткости ссылки, фраза, охватывающая (соответствующий) мономер или подобный, используется в сокращенном виде.

[0030] В данном описании термин "биоцид" обозначает такие средства, такие как гермициды, бактерициды, дезинфектанты, стерилизаторы, консерванты, фунгициды, альгициды, акватициды, гербициды, инсектициды, ларвициды, пестициды, регуляторы роста растений и т.п., каждый из которых может использоваться благодаря его способности ингибировать рост и/или уничтожать различные биологические и/или микробиологические виды, такие как бактерии, грибы, водоросли, насекомые, личинки, черви и т.п.

[0031] Терминология и фразеология, используемая в данном описании, исключительно используется для описательных целей и не должна быть интерпретирована как ограничивающая контекст. Выражения, такие как "включающий", "состоящий", "обладающий", "содержащий" или "включая" и их вариации, используются в широком смысле и охватывают объект изобретения, описанный ниже, эквиваленты, и дополнительный объект, не указанный явно.

[0032] В данной заявке описан способ обработки подземного образования, пронизанного стволом скважины, причем способ включает: введение в скважину жидкости для обработки, состоящей из как минимум одного инкапсулированного биоцида, при том что после введения инкапсулированного биоцида и после предварительно определенного периода времени биоцид высвобождается из инкапсулирующего материала и обрабатывает подземное образование.

[0033] БИОЦИД

[0034] В вариантах жидкость для ствола скважины, описанная в данном изобретении, содержит как минимум один инкапсулированный биоцид.

[0035] Микробы долго представляли собой проблему в нефтяном месторождении. В частности, восстанавливающие сульфат бактерии (ВСБ) приводят к ферментации резервуаров, что ведет к чрезмерной коррозии труб, забоя скважины и оборудования на поверхности, а также к медицинским проблемам в результате присутствия сульфида водорода. Скважины, где сульфид водорода высвобождается на поверхности, требуют специального оповещения, обработки и процедур в ходе операций, дополнительной подготовки персонала и наличия автономного дыхательного аппарата при работе вблизи скважины. Микробы могут также причинить ущерб образованию и ограничить продуктивность путем образования биопленок. Вырабатывающие кислоту бактерии (ВКБ) также способствуют коррозии и обрастанию оборудования на поверхности, и они также могут препятствовать добыче. Обнаружено, что такие разновидности бактерий существуют в анаэробных условиях, которые присутствуют в забое скважины, и их следует контролировать, чтобы минимизировать снижение добычи, продлить срок службы скважины и оборудования на поверхности, воспрепятствовать ферментации резервуара и устранить медицинские проблемы для персонала.

[0036] Распространенные биоциды, применяемые для обработки поверхностных жидкостей до закачивания, должны быть тщательно выбраны, чтобы уравновесить несколько задач. Биоцид должен обеспечить "быстрое убийство", чтобы воспрепятствовать закачиванию живых микробов в скважину, и позволять отбор проб, чтобы подтвердить значительное снижение уровней микробов, которые могут существовать в закачанной жидкости после обработки. Биоцид не должен мешать действию химикатов для обработки и не должен быть опасным для здоровья. Вредные запахи присутствуют у многих биоцидов, и их устранение является предпочтительным. Ни один из известных биоцидов не может обеспечивать всех этих элементов для реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения или загущения жидкостей, обычно применяемых в разрыве. В случае способов разрыва с применением реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения средства для уменьшения трения часто рассматриваются как чувствительные ко многим из биоцидов. Глутаровый альдегид - один из более популярных биоцидов для применения в реагенте на водной основе для снижения поверхностного натяжения, поскольку он не нейтрализует эффекта средств для уменьшения трения. Тем не менее, он очень вреден на поверхности. Существует потребность в биоциде, который может быть инкапсулирован, захвачен или покрыт, чтобы воспрепятствовать взаимодействию с химикатами и контакту с персоналом на поверхности, при этом, также позволяя длительный и/или замедленный период высвобождения в забое скважины, чтобы обеспечить непрерывный контроль микробов после обработки и в ходе отработки скважины. См. Rimassa et al, Case Study: Evaluation of an Oxidative Biocide During and After a Hydraulic Fracturing Job in the Marcellus Shale, SPE 14121, где обсуждаются некоторые из этих проблем.

[0037] Биоциды могут применяться в различных областях нефтяных месторождений, чтобы устранить любое количество живых организмов, таких как бактерии, из воды для смешивания. К тому же биоциды могут содержать бактерицид, фунгицид, альгицид и/или консервант в интервале pH от основного до кислого. Биоцид, таким образом, может быть эффективен и функционировать при значении pH от приблизительно 2 до приблизительно 14, в вариантах от приблизительно 4 до приблизительно 11.

[0038] Любой материал, который прямо функционирует или по своей природе функционирует как биоцид, может применяться в жидкости ствола скважины по настоящей заявке, например биоциды с растворимостью в воде менее чем приблизительно 10 г/л при 20°C и давлении 1 атм, например от приблизительно 0,1 г/л до приблизительно 10 г/л, от приблизительно 0,2 г/л до приблизительно 5 г/л, от приблизительно 0,2 г/л до приблизительно 3 г/л и от приблизительно 0,2 г/л до приблизительно 2 г/л, причем каждое из значений растворимости определено при 20°C и давлении 1 атм.

[0039] Примеры пригодных биоцидов могут включать как так называемые неокислительные, так и окислительные биоциды. Примеры широко доступных окислительных биоцидов включают гипохлоритную известь, например гипохлорит кальция и гипохлорит лития, перуксусную кислоту, калия моноперсульфат, калия пероксимоносульфат, продаваемый под торговыми названиями Оксон (DuPont) и Кароат (Evonik), бромхлордиметилгидантоин, дихлорэтилметилгидантоин, хлоризоцианурат, трихлоризоциануровые кислоты и дихлоризоциануровые кислоты и их соли, или хлорированные гидантоины. Пригодные окислительные биоциды могут также включать, например, продукты брома, такие как: стабилизированный натрия гипобромит, активированный натрия бромид или бромированные гидантоины. Пригодные окислительные биоциды могут также включать, например, диоксид хлора, озон, неорганические персульфаты, такие как аммония персульфат, или пероксиды, такие как пероксид водорода и органические пероксиды.

[0040] Примеры широко доступных неокислительных биоцидов могут включать дибромонитфилопропионамид, тиоцианометилтиобензотиазол, метилдитиокарбамат, тетрагидродиметилтиадиазонтион, трибутилолова оксид, бромнитропропандиол, бромнитростирол, метилен бистиоцианат, хлорметилизотиазолон, метилизотиазолон, бензизотиазолон, додецилгуанидина гидрохлорид, полигексаметилена бигуанид, тетракис(гидроксиметил)фосфония сульфат, глутаровый альдегид, алкилдиметилбензиламмония хлорид, дидецилдиметиламмония хлорид, поли[оксиэтилен-(диметилиминио)этилен-(диметилиминио)этилендихлорид], децилтиоэтанамин и тербутилазин.

[0041] Дополнительные виды неокислительных биоцидов - это четвертичные соли аммония, альдегиды и четвертичные соли фосфония. Типичный четвертичный биоцид содержит одну группу жирного алкила и три метильные группы, но в случае солей фосфония метильные группы могут быть замещены гидроксиметильными группами в существенной мере без влияния на биоцидную активность. Они также могут быть замещены как минимум одной арильной группой, например соли бензалкония, без потери поверхностной активности или биоцидной активности. Примеры включают формальдегид, глиоксаль, фурфураль, акролеин, метакролеин, пропиональдегид, ацетальдегид, кротоновый альдегид, пиридиниевые биоциды, бензалкония хлорид, цетримид, цетилтриметиламмония хлорид, бензэтония хлорид, цетилпиридиния хлорид, хлорфеноктия амзонат, деквалиния ацетат, деквалиния хлорид, домифена бромид, лауролиния ацетат, метилбензэтония хлорид, миристил-гамма-пиколиния хлорид, ортафония хлорид, триклобизония хлорид, алкилдиметилбензиламмония хлорид (АДБАХ), кокодиамин, дазомет, например Протектол DZ от BASF, 1-(3-хлораллил)-хлорид.3,5,7-триаза-1-азония адамантан (CTAC или Кватерний-15), и смеси двух или более указанных компонентов.

[0042] Как обсуждалось выше, четвертичные соли фосфония, такие как, например, соль тетракис(гидроксиметил)фосфония (в данном описании обозначенная как "ТГФС") и трисгидроксиметилфосфин, также могут применяться в качестве биоцида. ТГФС, кроме того, описана подробно в GB 2145708, GB-A-2178960, GB-A-2182563, GB-A-2201592 и GB-A-2205310. Дополнительные примеры включают соли алкилфосфония, такие как, например, трибутилтетрадецилфосфония хлорид (ТТФХ).

[0043] Дополнительные примеры неокислительных биоцидов также включают изотиазолиноновые биоциды, такие как, например, 5-хлор-2-метил-4-изотиазолин-3-он ("ХИТ"), 2-метил-4-изотиазолин-3-он ("МИТ"), 1,2-бензизотиазолин-3-он ("БИТ"), их комбинации и т.п. ХИТ, МИТ и/или БИТ часто обозначаются как неокислительные, нетоксичные изотиазолиноновые биоциды широкого спектра действия.

[0044] Дополнительные примеры неокислительных биоцидов включают соединения аминного типа, такие как, например, соединения четвертичных аминов; галогенированные соединения, такие как, например, 2-бром-2-нитро-1,3-пропандиол (также обозначаемый как бронопол) и 2-2-дибром-3-нитрилопропионамид (ДБНПА)), трис(гидроксиметил)нитрометан (ТГНМ), 5-бром-5-нитро-1,3-диоксан; соединения серы, такие как, например, изотиазолон, карбаматы и метронидазол).

[0045] Дополнительные примеры окислительных и неокислительных биоцидов включают триазины, такие как 1,3,5-трис-(2-гидроксиэтил)-s-триазин и триметил-1,3,5-триазин-1,3,5-триэтанол, примером которых является ГРОТАН от Troy Corporation, йодопропинилбутилкарбамат, такой как ПОЛИФАЗЕ от Troy Corporation, 4,4-диметилоксазолидин, например БИОБАН CS-1135 от The Dow Chemical Company, 7-этилбициклооксазолидин, продаваемый как БИОБАН CS-1246 The Dow Chemical Co., комбинация 4-(2-нитробутил)-морфолина с 4,4'-(2-этил-2-нитротриметилен)диморфолином, продаваемым как ФЬЮЕЛСЕЙВЕР The Dow Chemical Co., комбинация 5-хлор-2-метил-4-изотиазолин-3-она с 2-метил-4-изотиазолин-3-оном, например торговая марка KATHON, поставляемая Rohm & Haas Corporation, октилизотиазолинон, дихлороктилизотиазолинон, дибромоктилизотиазолинон, фенольные соединения, такие как о-фенилфенол и п-хлор-м-крезол и их соответствующие натриевые и/или калиевые соли, натрий пиритион, цинк пиритион, н-бутилбензизотиазолинон, 1-(3-хлораллил)-3,5,7-триаза-1-азонияадамантан хлорид, хлорталонил, карбендазим, дийодметилтолилсульфон, N,N'-метилен-бис-морфолин, этилендиоксиметанол (например, Тройшилд B7), феноксиэтанол (например, Комтрам 121), тетраметилол ацетилендимочевина (например, Протектол TD), дитиокарбаматы, 2,6-диметил-м-диоксан-4-ола ацетат (например, Биобан DXN), диметилол-диметил-гидантоин, бициклические оксазолидины (например, Нуоспет 95), (тиоцианометилтио)-бензотиазол (ТЦМТБ), метилен бис(тиоцианат) (МБТ), замещенные диоксаборинаны, такие как БИОБОР JF от Hammonds Fuel Additives.

[0046] Дополнительными примерами биоцидов могут быть 3-аллилокси-1,2-бензоизотиазол-1,1-диоксид; основный меди хлорид; основный меди сульфат; 1,2-бензизотиазолин-3-он; 2-метил-4-изотиазолин-3-он; метил-N-(1H-бензимидазол-2-ил)карбамат; 2-(трет-бутиламино)-4-(циклопропиламино)-6-(метилтио)-s-триазин; 2-трет-бутиламино-4-этиламино-6-метилмеркапто-s-триазин; S-N-бутил-5'-пара-трет-бутилбензил-N-3-пиридилдитиокарбонилимидат; 2-хлор-1-(3-этокси-4-нитрофенокси)-4(трифторметил)бензол; 4-хлорфенокси-3,3-диметил-1-(1H,1,3,4-триазол-1-ил)-2-бутанон; α-[2-(4-хлорфенил)этил]-α-(1,1-диметилэтил)-1H-1,2,4-триазол-1-этанол; меди 8-хинолинат; циклогексимид; бис-(диметилдитиокарбамоил)дисульфид; 11-дегидродибензо(b,f)азепин; 2,4-дихлор-6-(0-хлоранилино)-1,3,5-триазин; 1,4-дихлор-2,5-диметоксибензол; N'-дихлорфторметилтио-N,N-диметил-N-фенилсульфамид; 2,3-дихлор-1,4-нафтохинон; 2,6-дихлор-4-нитроанилин; 4,5-дихлор-2-N-октил-4-изотиазолин-3-он; N-(3,5-дихлорфенил)-1,2-диметилциклопропан-1,2-дикарбоксиимид; N'-(3,4-дихлорфенил)-N,N-диметилмочевина; 1-[2-(2,4-дихлорфенил)-4-этил-1,3-диоксоран-2-ил-метил]-1H,1,2,4-триазол; N-(3,5-дихлорфенил)сукцинамид; 1-[[2(2,4-дихлорфенил)-4-пропил-1,3-диоксолан-2-ил]метил]-1H-1,2,4-триазол; N-2,3-дихлорфенилтетрахлорфталаминовая кислота; 3-(3,5-дихлорфенил)5-этенил-5-метилоксазолизин-2,4-дион; 2,3-дициано-1,4-дитиоантрахинон; N-(2,6-диэтилфенил)-4-метилфталимид; N-(2,6-п-диэтилфенил)фталимид; 5,6-дигидро-2-метил-1,4-оксатин-3-карбоксанилид; 5,6-дигидро-2-метил-1,4-оксатин-3-карбоксанилидо-4,4-диоксид; диизопропил-1,3-дитиолан-2-ириден малонат; N,N-диизопропил-S-бензилфосфоротиоат; 2-диметиламино-4-метил-5-N-бутил-6-гидроксипиримидин; диэтил-2-диметоксифосфинотиоилсульфанилбутандиоат; бис(диметилдитиокарбамоил)этилендиамин; 5-этокси-3-трихлорметил-1,2,4-тиазиазол; этил-N-(3-диметиламинопропил)тиокарбамата гидрохлорид; O-этил-S,S-дифенилдитиофосфат; 3,3'-этилен-бис-(тетрагидро-4,6-диметил-2H-1,3,5-тиадиазин-2-тион); 3-гидрокси-5-метилизооксазол; 3-йод-2-пропаргилбутил карбамат; железа метанарсонат; 3'-изопропокси-2-метилбензанилид; 1-изопропилкарбамоил-3-(3,5-дихлорфенил)гидантоин; казугамицин; этилен-бис-(дитиокарбамат) марганца; 1,2-бис-(3-метоксикарбонил-2-тиоуреидо)бензол; метил-1(бутилкарбамоил)-2-бензимидазолкарбамат; 5-метил-10-бутоксикарбониламино-10; 3-метил-4-хлорбензтиазол-2-он; метил-D,L-N-(2,6-диметилфенил)-N-(2'-метоксиацетил)аланинат; S,S-6--метилхиноксалин-2,3-ди-ил-дитиокарбонат 5-метил-s-триазол-(3,4-b)бензотиазол; никель диметилдитиокарбамат; 2-октил-2H-изотиазол-3-он; 2-окси-3-хлор-1,4-нафтохинон меди сульфат; пентахлорнитробензол; (3-феноксифенил)метил(+/-)-цис,транс-3-(2,2-дихлорэтенил)-2,2-диметилциклопропан-карбоксилат; полиоксин; калий N-гидроксиметил-N-метилдитиокарбамат; N-пропил-N-[2-(2,4,6-трихлорфенокси)этил]имидазол-1-карбоксамид; натриевая соль 2-пиридинтиол-1-оксида; натрий пиритион; N-тетрахлорэтилтио-4-циклогексен-1,2-дикарбоксиимид; тетрахлоризофталонитрил; 4,5,6,7-тетрахлорфталид; 1,2,5,6-тетрагидро-4H-пирролол-[3,2,1-i,j]хинолин-2-он; 2-(тиоцианометилтио)бензотиазол; N-трихлорметилтио-4-циклогексен-1,2-дикарбоксиимид; серебро; медь; N-(трихлорметилтио)фталимид; валидамицин; цинк этилен-бис-(дитиокарбамат); цинк бис-(1-гидрокси-2(1H)пиридинтионат; цинк пропилен-бис-(дитиокарбамат); и цинк пиритион.

[0047] Дополнительные примеры биоцидов описаны в патенте США 6001158, патентной заявке США № 2008/0004189, публикации патентной заявки США № 2005/0028976, патентной заявке США № 2005/0287323, публикации патентной заявки США № 2010/0307757, публикации патентной заявки США № 2010/0190666.

[0048] Как обсуждалось выше, биоцид по настоящей заявке инкапсулирован или захвачен. Биоцид или множество биоцидов могут быть инкапсулированы или покрыты любым подходящим способом инкапсулирования, с применением любого подходящего инкапсулирующего материала или "оболочки". Инкапсулирующий материал может быть любым материалом, который не вступает в неблагоприятное взаимодействие или не реагирует химически с биоцидом, чтобы уничтожить его полезные свойства. Например, биоцид может быть инкапсулирован путем адсорбции биоцида на инертном носителе, с последующим покрытием частицы биоцида (частично или полностью) инкапсулирующим материалом, как описано в WO 2010/1448158 A1. Дополнительные примеры методик инкапсулирования описаны в патентах США 5373901; 6444316; 6527051; и 6554071.

[0049] Биоцид также может быть захвачен в твердую в основном матрицу из инертного материала. Полное покрытие частицы может не быть необходимым в данном случае, поскольку захват замедляет высвобождение активного биоцида в достаточной степени для длительной противомикробной активности в забое скважины.

[0050] Примеры инкапсулирующих материалов могут быть представлены как покрытие на внешней поверхности биоцида, или как множественные слои покрытия, например внутреннее и внешнее покрытие, на поверхности биоцида, или как инертный материал в твердой матрице, охватывающей частицы биоцида. Примеры пригодных инкапсулирующих материалов включают пленкообразующие полимеры, такие как предполимеры на аминной основе, например мочевина-, меламин-, бензогуанамин- и гликурил-формальдегидные смолы и предполимеры типа диметилолдигидроксиэтиленмочевины. Такие предполимеры могут использоваться в качестве смесей и с поливиниловым спиртом, поливиниламинами, акрилатами (предпочтительной является кислотная функциональная группа), аминами, полисахаридами, полимочевинами/уретанами, полиаминокислотами и белками. Другие подходящие полимеры включают полиэстеры, в том числе биоразлагаемые полиэстеры, полиамиды, полиакрилаты и полиакриламиды, поливиниловый полимер и сополимеры с полиакрилатами, полиуретаны, полиэфиры, полимочевины, поликарбонаты, природные полимеры, такие как полиангидриды, полифосфазины, полиоксазолины и обработанные УФ-светом полиолефины.

[0051] Конкретные примеры инкапсулирующих материалов включают поли(этилен-малеиновый ангидрид) и полиамин; воски, такие как, например, карбовоск, поливинилпирролидон (ПВП) и его сополимеры, такие как поливинилпирролидон-этилакрилат (ПВП-ЭА), поливинилпирролидон-винилакрилат, поливинилпирролидон-метилакрилат (ПВП-МА), поливинилпирролидонвинилацетат, поливинилацеталь, поливинилбутираль, полисилоксан, полипропиленмалеиновый ангидрид, производные малеинового ангидрида и сополимеры упомянутых выше веществ, например, поливинилметиловый эфир/малеиновый ангидрид. Предпочтительно, покрытие внутренней стенки содержит полисилоксан, ПВП или сополимеры ПВП, более предпочтительно, ПВП или сополимеры ПВП, и даже более предпочтительно сополимеры ПВП, особенно поливинилпирролидон-метилакрилат или поливинилпирролидон-этилакрилат. Дополнительные примеры инкапсулирующих материалов включают: поливиниловый спирт (PVOH), PVdC (поливинилиденхлорид), стирол-бутадиеновый латекс, желатин, аравийскую камедь, карбоксиметилцеллюлозу, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу, гидроксиэтилцеллюлозу, другие модифицированные виды целлюлозы, такие как гидроксипропилметилцеллюлозы, альгинаты, например натрия альгинат, хитозан, казеин, пектин, модифицированный крахмал, поливинилметиловый эфир/малеиновый ангидрид, поли(винилпирролидон/диметиламиноэтилметакрилат) (ПВП/ДМАЭМА) (производимый ISP Corporation как GAFQUAT 755N), поли(винилпирролидон/метакриламидопропилтриметиламмония хлорид) (производимый ISP Corporation как GAFQUAT HS 100), меламин-формальдегид и мочевина. Инкапсулирующий материал также может быть гидрофобным материалом, таким как поливинилиденхлорид (PVdC), липиды, воски и их комбинации.

[0052] Инкапсулированный биоцид добавляют к воде для смешивания до начала работы или непосредственно в ходе работы. Изначально, 0-20% высвобождения биоцида из инкапсулирования может происходить при контакте с водой. Остальная часть биоцида высвобождается в пределах следующих нескольких часов, дней или месяцев, в зависимости от вида покрытия и статической температуры на забое скважины (СТЗС). Различные виды материалов и/или могут применяться для инкапсулирования биоцидов. В другом виде применения, где биоцид представляет собой альдегид, такой как формальдегид или глутаральдегид, инкапсулирование позволяет задержку реакции с другими компонентами, применяемыми с целью образования геля для борьбы с водопроявлениями в скважине. Альдегиды также находят применение в упаковках ингибитора коррозии и могут обеспечить более длительный срок службы при объединении с живыми альдегидами.

[0053] Другие способы инкапсулирования биоцида могут включать: (1) нанесение покрытия в форме спрея путем распыления расплава или раствора инкапсулирующего материала в псевдосжиженный слой частиц биоцида; (2) распыление биоцида с воском заданной температуры плавления, пропорциональной температуре резервуара; (3) гранулирование биоцида со связующим веществом, которое разламывается и высвобождает биоцид; (4) нанесение покрытия в псевдосжиженном слое, например, процесс Glatt или процесс Wurster с подходящей модификацией для получения желательного размера частиц; и (5) нанесение покрытия в чане, в котором биоцид погружен в раствор, где растворен полимер или другой инкапсулирующий материал (и биоцид не растворим), а затем сушка с образованием пленки или покрытия на частицах биоцида.

[0054] Жидкость для обработки скважины также может содержать неинкапсулированный биоцид, который в данном описании обозначает биоцид, который не инкапсулирован или не содержит инкапсулирующего материала. Не инкапсулированный биоцид может применяться в дополнение к инкапсулированному биоциду и может быть добавлен для обеспечения немедленного (т.е. незамедленного) контроля микробов в отверстии скважины и/или подземном образовании. Подходящие примеры неинкапсулированного биоцида включают любой из известных биоцидных материалов, описанных выше.

[0055] Биоцид высвобождается из инкапсулирующего материала в любом подходящем периоде или предварительно определенном периоде времени, например превышающем или равном приблизительно 1 часу, 4 часам, 5 часам, 6 часам, 12 часам, 18 часам, 1 дню, 2 дням, 5 дням, 1 неделе, 3 неделям, 1 месяцу, 3 месяцам, 6 месяцам или 1 году.

[0056] В вариантах инкапсулированному биоциду свойственен такой профиль высвобождения, что инкапсулированный биоцид обеспечивает начальную концентрацию биоцида, способную обеспечить немедленный контроль микробного роста в пределах подземного образования (т.е. как минимум приблизительно 5-10 мин или как минимум приблизительно 30-45 мин) и ствола скважины, а также задержку высвобождения биоцида для долгосрочного контроля микробного роста. Такая начальная концентрация биоцида (хотя зависит от конкретного применяемого биоцида) может находиться в интервале от приблизительно 1 до приблизительно 1000 мг/л, например от приблизительно 1 до приблизительно 500 мг/л, от приблизительно 5 до приблизительно 250 мг/л, от приблизительно 10 до приблизительно 200 мг/л и от приблизительно 25 до приблизительно 100 мг/л. Профиль высвобождения обозначает высвобождение биоцида в отверстии скважины и/или подземном образовании и далее представлен на фигурах.

[0057] В настоящей заявке инкапсулированный биоцид (или комбинация биоцидов) может присутствовать в композиции ствола скважины в количестве приблизительно 0,001 и 2%, масс., например от приблизительно 0,1 до приблизительно 1,75%, масс., от приблизительно 0,5%, масс., до приблизительно 1,5%, масс., и от приблизительно 0,75%, масс., до приблизительно 1%, масс., на базе общей массы композиции ствола скважины.

[0058] В некоторых вариантах настоящей заявки жидкость для обработки скважины содержит как минимум один полимер (также называемый "загустителем") и в некоторых вариантах как минимум одно поперечно-сшивающее вещество, причем полимер и поперечно-сшивающее вещество реагируют в соответствующих условиях с образованием поперечно-сшитого полимера. Полимер не должен слишком рано образовывать поперечные связи, до истечения желательного определенного времени. Полимер может быть способным к гидратации полимером, таким как полисахарид или полиакриламид.

[0059] Способный к гидратации полимер может быть высокомолекулярным растворимым в воде полисахаридом, содержащим цис-гидроксильные группы, которые могут образовывать комплекс с поперечно-сшивающим агентом. Не ограничиваясь ими, пригодные полисахариды включают такие полисахариды, молекулярная масса которых находится в интервале от приблизительно 200000 до приблизительно 10000000 Да, например, от приблизительно 500000 до приблизительно 2500000 Да и от приблизительно 1500000 до приблизительно 2500000 Да.

[0060] Полисахариды, содержащие цис-гидроксильные группы, для целей настоящей заявки включают такие полисахариды, как галактоманнаны. Термин галактоманнаны обозначает в различных аспектах природные полисахариды, полученные из эндоспермы различных зерен. Они, прежде всего, состоят из фрагментов D-маннозы и D-галактозы. В общем, они обладают сходными физическими свойствами, например растворимы в воде с образованием густых, чрезвычайно вязких растворов, которые обычно могут образовывать гели (поперечно-сшитые) при добавлении таких неорганических солей, как бура. Примеры некоторых растений, дающих зерна, содержащие галактоманнановые камеди, включают цезальпинию колючую, акацию фарнези, рожковый боб, пустынную акацию, делоникс королевский, растение гуарового боба, гледичию сладкую, люцерну, кофейный боб Кентукки, дерево японской пагоды, индиго, йенну, смолевку широколистную, клевер, зерна фенугрека и оболочки соевых бобов. Камедь поставляется в традиционной сыпучей форме, причем примеры полисахаридов включают гуаровую камедь и ее производные. Они включают гуаровую камедь, карбоксиметилгуар, гидроксиэтилгуар, карбоксиметилгидроксиэтилгуар, гидроксипропилгуар (ГПГ), карбоксиметилгидроксипропилгуар (КМГРГ) и их комбинации. Как галактоманнан, гуаровая камедь представляет собой разветвленный сополимер, содержащий маннозный скелет с галактозными боковыми цепями.

[0061] Как обсуждалось выше, некоторые не ограничивающие примеры пригодных полимеров включают гуаровые камеди, высокомолекулярные полисахариды, состоящие из сахаров маннозы и галактозы, или гуаровые производные, такие как гидроксипропилгуар (ГПГ), карбоксиметилгуар (КМГ) и карбоксиметилгидроксипропилгуар (КМГПГ). Производные целлюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ) или гидроксипропилцеллюлоза (ГПЦ) и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза (КМГЭЦ) также могут применяться, и показана их пригодность в качестве повышающих вязкость средств. Биополимеры, такие как ксантан, диутановая камедь, велановая камедь и склероглюкан, также могут применяться. Синтетические полимеры, такие как полиакриламид, сополимеры или терполимеры, содержащие акриламид, акрилат, винилпирролидон и/или акриламидопропансульфоновую кислоту, полиакрилатные полимеры, а также диутановые камеди могут быть пригодны для высокотемпературных условий. Дополнительные примеры пригодных полимеров описаны в патенте США 5981446, патенте США 7497263 и патенте США 7968501.

[0062] Полимер может присутствовать в жидкости ствола скважины в количестве от приблизительно 0,005% масс. до приблизительно 10% масс., от приблизительно 0,01% масс. до приблизительно 5% масс., от приблизительно 0,02% масс. до приблизительно 2% масс. и от приблизительно 0,02% масс. до приблизительно 0,5% масс., на базе общей массы жидкости ствола скважины.

[0063] Жидкость для обработки скважины также может содержать подходящий поперечно-сшивающий агент, который эффективен для поперечного сшивания способного к гидратации полимера, в существенной мере без длительных операций смешивания выше уровня грунта. Примеры поперечно-сшивающего агента включают соединения циркония (например, циркония лактат, циркония лактат триэтаноламин, циркония карбонат, циркония ацетилацетонат, циркония малат, циркония цитрат и циркония диизопропиламин лактат); соединения титана (например, титана лактат, титана малат, титана цитрат, титана аммония лактат, титан триэтаноламин и титана ацетилацетонат); соединения алюминия (например, алюминия лактат или алюминия цитрат); соединения бора (например, улексит или колеманит); соединения железа; соединения меди; соединения цинка; или их комбинация. В общем, пригодные поперечно-сшивающие агенты добавляют в жидкости разрыва в количестве, достаточном для обеспечения, среди прочего, желательной степени поперечного сшивания между молекулами способного к гидратации полимера.

[0064] В вариантах поперечно-сшивающие агенты могут присутствовать в жидкости ствола скважины в количестве в интервале от приблизительно 0,001% до приблизительно 10% масс. В других вариантах настоящей заявки поперечно-сшивающие агенты могут применяться в количестве в интервале от приблизительно 0,01% до приблизительно 1% масс. присутствующей воды.

[0065] Жидкость ствола скважины по настоящей заявке также может содержать дополнительные составляющие или материал, например воду. Один из дополнительных материалов, который может быть введен, - это окислительный деэмульгатор. Цель такого материала - "разрушить" или уменьшить вязкость поперечно-сшитой жидкости таким образом, что эту жидкость легче извлечь из образования в ходе очистки. Деэмульгатор разлагает поперечно-сшитый полимер, чтобы уменьшить его молекулярную массу. Если полимер представляет собой полисахарид, деэмульгатор может быть пероксидом с одинарными кислород-кислородными связями в молекулярной структуре. Такие пероксидные деэмульгаторы могут быть пероксидом водорода или другим материалом, таким как пероксид металла, который дает пероксид или пероксид водорода для реакции в растворе. Пероксидный деэмульгатор может быть так называемым стабилизированным пероксидным деэмульгатором, в котором пероксид водорода связан или ингибируется другим соединением или молекулой(ами) до его добавления к воде, но высвобождается в раствор при добавлении в воду. Также могут применяться органические пероксиды.

[0066] Некоторые жидкости согласно настоящей заявке могут также содержать поверхностно-активное вещество. Может применяться любое поверхностно-активное вещество, для которого его способность способствовать дисперсии и/или стабилизации газового компонента в базовой жидкости для образования газированной жидкости очевидна для специалистов в данной области. Вязкоэластичные поверхностно-активные вещества описаны, например, в патенте США 6703352 (Dahayanake с соавт.) и патенте США 6482866 (Dahayanake с соавт.).

[0067] В некоторых вариантах поверхностно-активное вещество может быть ионным поверхностно-активным веществом. Примеры пригодных ионных поверхностно-активных веществ включают анионные поверхностно-активные вещества, такие как алкилкарбоксилаты, алкилэфиркарбоксилаты, алкилсульфаты, алкилэфирсульфаты, алкилсульфонаты, α-олефинсульфонаты, алкилэфирсульфаты, алкилфосфаты и алкилэфирфосфаты. Примеры пригодных ионных поверхностно-активных веществ также включают катионные поверхностно-активные вещества, такие как алкиламины, алкилдиамины, алкилэфирамины, алкил четвертичный аммоний, диалкил четвертичный аммоний и сложные эфиры четвертичных соединений аммония. Примеры пригодных ионных поверхностно-активных веществ также включают поверхностно-активные вещества, которые обычно расцениваются как цвиттер-ионные поверхностно-активные вещества, и в некоторых случаях как амфотерные поверхностно-активные вещества, например алкилбетаины, алкиламидобетаины, алкилимидазолины, алкиламиноксиды и алкил четвертичного аммония карбоксилаты. Амфотерное поверхностно-активное вещество - это класс поверхностно-активного вещества, которое содержит как положительно заряженный фрагмент, так и отрицательно заряженный фрагмент в некотором интервале pH (обычно слабокислом), только отрицательно заряженный фрагмент в некотором интервале pH (например, обычно слабощелочном) и только положительно заряженный фрагмент в другом интервале pH (например, обычно умеренно кислом), в то время как цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество содержит постоянно положительно заряженный фрагмент в молекуле, независимо от pH, и отрицательно заряженный фрагмент при щелочном pH. В некоторых вариантах поверхностно-активное вещество представляет собой катионное, цвиттер-ионное или амфотерное поверхностно-активное вещество, содержащее аминогруппу или группу четвертичного аммония в своей химической структуре ("поверхностно-активное вещество с аминной группой"). Особенно пригодным поверхностно-активным веществом является амфотерный алкиламин, содержащийся в растворе поверхностно-активного вещества АКВАТ 944 (доступный от Baker Petrolite 12645 W. Airport Blvd, Sugar Land, Tex. 77478 США). В других вариантах поверхностно-активное вещество может быть смесью двух или больше поверхностно-активных веществ, описанных выше, или смеси любого поверхностно-активного вещества или поверхностно-активных веществ, описанных выше, с одним или больше неионных поверхностно-активных веществ. Примеры подходящих неионных поверхностно-активных веществ включают алкилспиртовые этоксилаты, алкилфенольные этоксилаты, алкилкислотные этоксилаты, алкиламинные этоксилаты, сорбитан алканоаты и этоксилированные сорбитан алканоаты. Любое эффективное количество поверхностно-активного вещества или смеси поверхностно-активных веществ может применяться в жидкости ствола скважины. Такие жидкости могут содержать поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ в количестве от приблизительно 0,02% масс. до приблизительно 5% масс. общей массы жидкой фазы или от приблизительно 0,05% масс. до приблизительно 2% масс. общей массы жидкой фазы.

[0068] Другие материалы, которые может содержать жидкость ствола скважины, включают электролит, такой как органическая или неорганическая соль, средства для уменьшения трения, чтобы помочь потоку при нагнетании, и поверхностно-активные вещества.

[0069] Жидкость ствола скважины может быть так называемой газированной жидкостью, образованной путем закачивания газа (чаще всего азота, углекислоты или их смеси) в ствол скважины одновременно с водным раствором. Дисперсия газа в базовой жидкости в форме пузырей увеличивает вязкость такой жидкости и положительно влияет на ее эффективность, особенно на способность эффективно вызывать гидравлический разрыв образования, и способность переносить твердые вещества. Присутствие газа также увеличивает отработку жидкости, при необходимости. В способе по настоящей заявке жидкость ствола скважины может служить жидкостью разрыва или заполняющей гравием жидкостью и может применяться для суспендирования сыпучего материала с целью переноса вниз по отверстию скважины. Такой материал может, в частности, быть проппантом, применяемым в гидравлическом разрыве, или гравием, применяемым для наполнения гравием. Наиболее распространенный материал, применяемый в качестве проппанта или гравия - это песок выбранного размера, хотя керамические частицы и целый ряд других материалов известны для этой цели.

[0070] Жидкости ствола скважины в соответствии с настоящей заявкой также могут применяться без суспендированного проппанта в начальной стадии гидравлического разрыва. Дальнейшее применение жидкостей ствола скважины в соответствии с настоящей заявкой состоит в изменении проницаемости подземных образований и размещении пробок для обеспечения зональной изоляции и/или предупреждения потери жидкости.

[0071] Для некоторых видов применения волокнистый компонент может быть включен в жидкость для обработки, чтобы обеспечить разнообразие свойств, в том числе улучшение суспензии частиц, способностей к переносу частиц, и стабильности газовой фазы. Используемые волокна могут быть гидрофильными или гидрофобными по своей природе. Волокна могут быть любым волокнистым материалом, таким как, но не обязательно ограничиваясь ими, природные органические волокна, тонко измельченные растительные материалы, синтетические полимерные волокна (в качестве неограничивающего примера, полиэстер, полиарамид, полиамид, новолоид или полимер новолоидного типа), синтетические органические фибриллированные волокна, керамические волокна, неорганические волокна, металлические волокна, металлические нити, углеродные волокна, стеклянные волокна, керамические волокна, природные полимерные волокна и любые их смеси. Особенно пригодными волокнами являются полиэстерные волокна, покрытые для высокой гидрофильности, например, но не ограничиваясь ими, волокна полиэтилентерефталата (ПЭТ) DACRON®, доступные от Invista Corp., Wichita, Kans., США, 67220. Другие примеры пригодных волокон включают, не ограничиваясь ими, волокна полимолочной кислоты полиэстера, волокна полигликолевой кислоты полиэстера, волокна поливинилового спирта и т.п. При применении в жидкостях по настоящей заявке волокнистый компонент может присутствовать в концентрациях от приблизительно 1 до приблизительно 15 г/л жидкой фазы, в частности концентрация волокон может составлять от приблизительно 2 до приблизительно 12 г/л жидкости, и, более конкретно, от приблизительно 2 до приблизительно 10 г/л жидкости.

[0072] Средства для уменьшения трения также могут быть введены в жидкость согласно заявке. Может применяться любое средство для уменьшения трения. Также могут применяться растворимые в воде средства для уменьшения трения, такие как гуаровая камедь, производные гуаровой камеди, полиакриламид, сополимеры и терполимеры, содержащие акриламид и полиэтиленоксид. Варианты настоящей заявки также могут включать частицы проппанта, которые в существенной мере нерастворимы в жидкостях образования. Частицы проппанта, несомые жидкостью для обработки, остаются в созданном разрыве, таким образом, распирая открытый разрыв, когда разрывающее давление снимают, и скважина начинает работать. Пригодные материалы расклинивающих агентов включают песок, оболочки грецкого ореха, спеченный боксит, стеклянные гранулы, керамические материалы, природные материалы или подобные материалы. Также могут применяться смеси проппантов. Если используется песок, обычно его размер будет составлять от приблизительно 20 до приблизительно 170 стандартных меш США. При использовании синтетических проппантов могут использоваться размеры меш приблизительно 8 или больше. Природные материалы могут быть немодифицированными и/или необработанными природными материалами, а также материалами, базирующимися на природных материалах, которые были обработаны и/или модифицированы. Подходящие примеры сыпучих природных материалов для применения в качестве проппантов включают, но обязательно не ограничиваясь ими: измельченные или раздавленные оболочки орехов, таких как грецкий орех, кокосовый орех, орех пекан, миндаль, плод фителефаса, бразильский орех и т.д.; измельченные или раздавленные оболочки семян плодов (в том числе фруктовых косточек), таких как слива, маслина, персик, вишня и абрикос; измельченные или раздавленные оболочки семян других растений, таких как различные формы зерновых (стержни кукурузных початков или кукурузные зерна); обработанные лесоматериалы, такие как полученные из древесины, такой как дуб, гикори, грецкий орех, тополь и красное дерево, в том числе такие виды древесины, которые обработаны путем размола, колки или другого вида измельчения. Дополнительную информацию относительно орехов и их композиции можно найти в Encyclopedia of Chemical Technology, редакция Raymond E. Kirk и Donald F. Othmer, Third Edition, John Wiley & Sons, Volume 16, pages 248-273 (озаглавленный "Орехи"), Copyright 1981.

[0073] Концентрация проппанта в жидкости может представлять собой любую концентрацию, известную из уровня техники, и может находиться в интервале от приблизительно 0,03 до приблизительно 3 кг проппанта/л жидкой фазы. Также, любая из частиц проппанта может быть дополнительно покрыта смолой, чтобы потенциально улучшить активность, способность к образованию кластеров и свойства проппанта касательно отработки.

[0074] Водная среда по настоящей заявке может быть водой или рапой. В тех вариантах, в которых водное средство представляет собой рапу, раствор соли - это вода, содержащая неорганическую соль или органическую соль. Примеры неорганических солей включают галогениды щелочных металлов, такие как калия хлорид. Фаза рапы носителя может также содержать органическую соль, такую как натрия или калия формиат. Предпочтительные неорганические двухвалентные соли включают галогениды кальция, например хлорид кальция или бромид кальция. Натрия бромид, калия бромид или цезия бромид также могут применяться. Соль выбирают по критериям совместимости, такое определение может быть основано на используемой жидкости для бурения резервуара, конкретной фазе рапы, и жидкую фазу рапы для завершения/очистки выбирают таким образом, чтобы она содержала такую же фазу рапы.

[0075] Варианты жидкости по настоящей заявке могут дополнительно содержать другие добавки и химикаты, которые известны специалистам в данной области как широко применяемые в нефтяных месторождениях. Они включают, но обязательно не ограничиваясь ими, такие материалы, как поверхностно-активные вещества, в дополнение к упомянутым выше, ускорители деэмульгации, в дополнение к упомянутым выше, средства для связывания кислородных радикалов, спирты, ингибиторы отложений, ингибиторы коррозии, добавки для предупреждения потери жидкости, бактерицидные средства и т.п. Также они могут содержать поверхностно-активное co-вещество, чтобы оптимизировать вязкость или минимизировать образование стойких эмульсий, которые содержат компоненты сырой нефти или способный к гидратации полимер.

[0076] Варианты водной жидкости по настоящему изобретению также могут содержать аминоорганическое соединение. Примеры подходящих аминоорганических соединений включают тетраэтиленпентамин, триэтилентетрамин, пентаэтиленгексамин, триэтаноламин и т.п., или любые их смеси. Если используются аминоорганические соединения, они могут быть введены в количестве от приблизительно 0,01% масс. до приблизительно 2,0% масс. на базе общей массы жидкой фазы. Предпочтительно, если применяют аминоорганическое соединение, его вводят в количестве от приблизительно 0,05% масс. до приблизительно 1,0% масс. на базе общей массы жидкой фазы. Особенно пригодным аминоорганическим соединением является тетраэтиленпентамин.

[0077] Композиция для обработки скважины далее может быть введена или размещена в отверстии скважины или подземном образовании. В данном описании термин "введение" или "введенный" обозначает механизм размещения композиции для обработки скважины в отверстии скважины или подземном образовании различными способами и/или с помощью подходящего оборудования, обычно применяемого в различных операциях нефтяного месторождения, таких как разрыв и цементирование. Пример механизмов "введения" включает, например, нагнетание композиции для обработки скважины в пределы ствола скважины. Следующие примеры представлены для иллюстрации приготовления и свойств водных вязкоэластичных жидкостей и не должны интерпретироваться как ограничивающие контекст заявки, если только другое не указано явно в прилагаемой формуле изобретения. Все значения процентов, концентрации, соотношений, частей, и т.п. приведены по массе, если иное не упоминается или не является очевидным из контекста их применения. Утверждения, сделанные в данном описании, обеспечивают информацию, связанную с настоящим раскрытием, и могут не быть частью уровня техники, а могут описывать некоторые варианты, иллюстрирующие заявку.

[0078] Горизонтальный ствол скважины может не подлежать отработке в течение предварительно определенного периода времени, например от приблизительно 1 дня до приблизительно 1 года, от приблизительно 1 недели до приблизительно 6 месяцев, от приблизительно 2 недель до приблизительно 3 месяцев и от приблизительно 1 месяца до приблизительно 2 месяцев. Отработка означает, что пробки, отделяющие стадии разрыва, удаляют и скважина открывается на поверхность, чтобы позволить добычу жидкостей в резервуаре. Начальная добыча включает по большей части жидкости для обработки, которые затем переходят в жидкости резервуара, такие как нефть, газ и/или природная рапа. Когда скважина начинает давать преобладающее количество жидкостей резервуара и небольшое количество или отсутствие жидкостей для обработки скважины, ее считают "очищенной" и начинают добычу производственной жидкости, предназначенной для продажи.

[0079] ПРИМЕРЫ

[0080] Пример 1 - Замедленное высвобождение хлора из инкапсулированной трихлоризоциануровой кислоты

[0081] Образец трихлоризоциануровой кислоты, хорошо известного дезинфицирующего средства для небольших водоемов, был инкапсулирован с помощью PVdC. Содержание активного ингредиента в инкапсулированном химикате составило 85%. Выполняли следующую процедуру: 0,5 г инкапсулированной трихлоризоциануровой кислоты вместе с 15 мл воды деминерализованной (ДМ) помещали в серию стеклянных флаконов емкостью 20 мл. Флаконы герметически закупоривали и помещали на водяную баню при различной температуре. Через некоторое время каждый флакон снимали с бани, охлаждали в холодной воде, чтобы снизить температуру флакона до комнатной, а затем содержимое каждого флакона было проанализировано на общее содержание хлора. Данные, полученные через 1 час воздействия упомянутой выше температуры, наносили на график, чтобы получить профиль высвобождения биоцида против температуры, как показано на фиг.1. Данные, полученные при 125°F (51,7°C) и различном времени контакта, использовали для получения профиля высвобождения, как показано на фиг.2. Тестовый набор HACH, кат. № 24711-00, использовали для измерения общего содержания хлора.

[0082] Пример 2 - Замедленное высвобождение аммония персульфата из инкапсулирующего материала PVdC

[0083] Аммония персульфат (АПС) широко применяется в качестве отбеливающего средства или дезинфицирующего средства. Образец АПС, покрытого поливинилиденхлоридом (PVdC) использовали в следующем примере. Соотношение ядра и стенки АПС к PVdC составило 85% к 15%.

[0084] Аппарат для определение профиля снятия гидростатического давления (ГД), оцененного при 300°F и 4500 фунт/дюйм2, который использовали для определения концентрации АПС, схематически показан на фиг.3. В ходе операции ДМ воду нагнетали через кольцо нагревания, погруженное в воду или масляную баню. Затем жидкость входила в кусок трубы диаметром ¼ дюйма (держатель образца), наполненный стекловолокном на любом конце с инкапсулированным продуктом посредине. Стекловолокно удерживало продукт на месте. Поток продолжался вне нагретой бани и через кольцо охлаждения, погруженное в баню, содержащую воду со льдом. В конце жидкость входила в регулятор Tescom, где давлением системы контролировали. Поток из регулятора собирали в емкости для образца объемом 50 мл для последующего анализа концентрации АПС. Внутреннюю температуру бани контролировали с помощью контроллера, и баня была оборудована шкалой избыточного нагрева для целей безопасности. Отдельный контроллер использовали в качестве дополнительного предохранителя, и он действовал, как контроллер превышения температуры с термопарой, размещенной в текущем потоке, смежном с кольцом.

[0085] Держатель образца наполняли 0,5 г инкапсулированного АПС и покрывали стекловолокном. Температуру бани устанавливали на 130°F (54,4°C). Давление системы было установлено на 3000 фунт/дюйм2, и скорость потока поддерживали на уровне 5 мл/мин. Анализ проводили в течение приблизительно 6 час, таким образом, что концентрация АПС в элюате показана на фиг.4.

[0086] Дополнительный держатель образца наполняли 0,5 г инкапсулированного АПС и покрывали стекловолокном. Температура бани была установлена на уровне 160°F (71,1°C). Давление системы было установлено на уровне 3000 фунт/дюйм2, и скорость потока поддерживали на уровне 5 мл/мин. Анализ проводили в течение приблизительно 6 час, таким образом, что концентрация АПС в элюате показана на фиг.5.

[0087] Вышеизложенное раскрытие и описание является иллюстративным и объясняющим, и специалистам в данной области будет легко понятно, что различные изменения размера, формы и материалов, а также деталей проиллюстрированной конструкции или комбинаций элементов, описанных в данном описании, могут быть сделаны без отхода от духа раскрытия.

[0088] Хотя варианты проиллюстрированы и описаны подробно на фигурах и в вышеизложенном описании, их следует рассматривать как иллюстративные, а не ограничивающие по своему характеру, следует понимать, что только некоторые варианты показаны и описаны и что все изменения и модификации, которые находятся в пределах духа заявки, предназначены быть защищенными. Следует понимать, что хотя применение слов, таких как предпочтительный, предпочтительно, предпочитаемый, более предпочтительный или примерный, используемых в описании выше, указывает на то, что описанный таким образом признак может быть более желательным или характерным, тем не менее он может не быть необходимым, и варианты, в которых он отсутствует, могут быть предусмотрены как находящиеся в пределах контекста заявки, где контекст определяется изложенной ниже формулой изобретения. При чтении пунктов формулы, предусмотрено, что если используются слова, такие как "a", "an", "как минимум один" или "как минимум одна часть", они не предназначены для ограничения пункта только одним элементом, если только в пункте формулы конкретно не указано противоположное. Если используется выражение "как минимум часть" и/или "часть", элемент может включать часть и/или полный элемент, если только конкретно не указано противоположное.

[0089] Хотя только несколько примерных вариантов подробно описаны выше, специалистам в данной области будет легко понятно, что множество модификаций возможны в вариантах примера без материального отхода от данной заявки. Соответственно, все такие модификации предназначены быть включенными в пределы контекста данного описания, как определяется формулой изобретения ниже. В пунктах формулы предложения средства-плюс-функция предназначены охватывать структуры, описанные в данном описании как выполнение заявленной функции и не только структурные эквиваленты, но также эквивалентные структуры. Таким образом, хотя гвоздь и винт могут не являться структурными эквивалентами, поскольку в гвозде используется цилиндрическая поверхность, чтобы обеспечить скрепление деревянных частей, тогда как в винте используется спиральная поверхность, в контексте скрепления деревянных частей, гвоздь и винт могут являться эквивалентными структурами. Претендент имеет четкое намерение не использовать 35 U.S.C. §112, параграф 6, для любых ограничений любого из пунктов формулы, за исключением тех пунктов, в которых четко используются слова 'средства для' вместе со связанной функцией.

1. Способ обработки подземного образования, пронизанного стволом скважины, включающий:
введение жидкости для обработки скважины, состоящей из как минимум одного инкапсулированного биоцида,
при этом биоцид выбирают из группы, состоящей из гипохлоритной извести, перуксусной кислоты, бромхлордиметилгидантоина, дихлорэтилметилгидантоина, хлоризоцианурата, трихлоризоциануровой и дихлоризоциануровой кислот и их солей, кальция гипохлорита, лития гипохлорита, хлорированных гидантоинов, натрия гипобромита, бромированных гидантоинов, хлора диоксида, пероксидов, персульфатов и их комбинаций, или из группы, состоящей из четвертичных солей аммония, изотиазолинонов, четвертичных соединений амина, альдегидов и их комбинаций,
при том что при введении инкапсулированного биоцида и после предварительно определенного периода времени биоцид высвобождается из инкапсулирующего материала и обрабатывает ствол скважины и подземное образование,
при этом жидкость для обработки скважины дополнительно содержит неинкапсулированный биоцид, и инкапсулированному биоциду свойственен такой профиль высвобождения, что инкапсулированный биоцид обеспечивает начальную концентрацию биоцида, способную:
обеспечить немедленный контроль микробного роста в пределах подземного образования и ствола скважины и
замедленное высвобождение биоцида для долгосрочного контроля микробного роста.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что растворимость биоцида составляет приблизительно 0,2-2 г/л при температуре 20°С и давлении 1 атм.

3. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что инкапсулирующий материал выбран из группы, состоящей из полиэстеров, полиамидов, полиакрилатов и полиакриламидов, поливинилового полимера и сополимеров с полиакрилатами, полиуретанов, полиэфиров, полимочевин, поликарбонатов, природных полимеров, таких как полиангидриды, полифосфазины, полиоксазолины, обработанные УФ-светом полиолефины и их комбинация.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что инкапсулирующий материал в основном состоит из твердой матрицы инертного материала.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что инкапсулирующий материал выбран из группы, состоящей из поливинилиденхлорида (PVdC), полиоксиметиленмочевины, меламинмочевины, акрилопластов, липидов, восков, стекла, желатина, альгинатов и их комбинаций.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что инкапсулирующий материал представляет собой гидрофобный материал, выбранный из группы, состоящей из поливинилиденхлорида (PVdC), липидов, восков и их комбинаций.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что биоцид представляет собой дихлоризоциануровую кислоту или трихлоризоциануровую кислоту и инкапсулирующий материал представляет собой поливинилиденхлорид (PVdC).

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что жидкость для обработки скважины дополнительно содержит гидратируемый полимер, выбранный из группы, состоящей из гуара, гидроксипропилгуара (ГПГ), карбоксиметилгуара (КМГ), карбоксиметилгидроксипропилгуара (КМГПГ), целлюлозы, гидроксиэтилцеллюлозы (ГЭЦ), гидроксипропилцеллюлозы (ГПЦ), карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозы (КМГЭЦ), ксантана, диутановой камеди, велановой камеди, полиакриламида, сополимеров или терполимеров, содержащих акриламид, акрилата, винилпирролидона или акриламидопропансульфоновой кислоты и полиакрилатных полимеров.

9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что жидкость для обработки скважины дополнительно содержит как минимум один материал, выбранный из группы, состоящей из деэмульгатора, ускорителя деэмульгации, поверхностно-активного вещества, проппанта, волокна, средства для уменьшения трения и аминоорганического соединения.

10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что предварительно определенный период времени представляет собой период, который больше или равен приблизительно 1 часу, 5 часам, 1 дню, 2 дням, 5 дням, 1 неделе, 3 неделям, 1 месяцу, 3 месяцам, 6 месяцам или 1 году.

11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что ствол скважины представляет собой горизонтальный ствол скважины, причем способ включает:
изоляцию как минимум части горизонтального ствола скважины и
введение жидкости для обработки скважины, состоящей из как минимум одного инкапсулированного биоцида и воды,
при том что горизонтальный ствол скважины не подлежит отработке в течение периода от приблизительно 1 дня до приблизительно 1 года.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования охвата нефтяных пластов заводнением, и может найти применение при разработке неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяной залежи или при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение производительности скважин и нефтеотдачи нефтесодержащего пласта.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта путем полимерного заводнения. В способе разработки нефтяного пласта, включающем закачку в пласт оторочки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида - ПАА, указанный раствор дополнительно содержит смолу древесную омыленную - СДО при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАА 0,03-0,15, СДО 0,001-0,005, вода минерализацией до 240 г/дм3 остальное.

Группа изобретений относится к ингибированию набухания глин. Технический результат - повышение эффективности ингибирования набухания глин с одновременным снижением опасности для человека и окружающей среды.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной стимуляции карбонатных коллекторов за счет выравнивания скоростей кислотных реакций с различными структурно-генетическими типами известняков, содержащихся в породе продуктивного пласта, создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов в виде червоточины, предотвращения формирования сладж-комплексов, образовавшихся в процессе кислотной стимуляции.

Изобретение относится к области строительства, в частности к способам глушения скважин. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин при сохранении фильтрационно-емкостных свойств коллектора.

Изобретение относится к области добычи нефти и/или газа. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти.

Изобретение относится к применению частиц с фосфонатным ингибитором отложений в подземных работах. Способ ингибирования образования твердых отложений в подземном месторождении включает формирование ингибирующих образование твердых отложений частиц из смеси золы-уноса и средства для отверждения в среде фосфоновой кислоты, где золу-унос отверждают в твердый материал путем контакта со средством для отверждения в среде фосфоновой кислоты, суспендируя твердые частицы в жидкости для обработки, и помещение их в часть подземного месторождения или в желаемое место внутри указанной части, в которой твердые частицы высвобождают ингибитор образования твердых отложений во времени при воздействии водных жидкостей, смесь содержит, по меньшей мере, один многовалентный ион и указанные ингибирующие частицы, по меньшей мере, частично покрыты покрывающим материалом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, конкретно, к способам воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт. Технический результат - повышение качества блокировки обводненных нефтяных скважин за счет большей скорости и устойчивости образующихся эмульсий, их повышенной вязкости и прочности в условиях повышенных температур.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для приготовления водонефтяных эмульсий, применяемых в качестве технологических жидкостей при вторичном вскрытии продуктивных пластов, гидроразрыве, глушении скважин и селективной гидроизоляции с выравниванием профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к извлечению нефти из нефтяного пласта. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте заключается в нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации 0,1-100 мг/л указанной нагнетаемой жидкости и извлечении нефти из пласта. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте заключается в нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации, позволяющей ему изменять поверхностное натяжение между нефтью и водой в призабойной области нагнетальной скважины в пласте, но не изменять это натяжение за пределами этой области, и извлечении нефти. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте состоит в нагнетании воды внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации 0,1-100 мг/л указанной нагнетаемой воды для заводнения, указанное нагнетание воды выполняют через нагнетальную скважину в указанном пласте, а нагнетание ПАВ - через каполлярную трубку от источника ПАВ к призабойной области указанной нагнетательной скважины, нагнетании внутрь указанного пласта выборки из: биоцида, биостата, их комбинаций, и извлечении нефти из пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 1 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение отбора продукции пласта и коэффициента извлечения нефти по месторождению без больших затрат на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей, экономия растворителя за счет избирательной закачки. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также дополнительных горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры. Разработку месторождения нефти или битума ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. В качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с инертным газом. Дополнительную скважину строят между добывающей и нагнетательной скважинами в паре в диапазоне от 1/3 до 2/3 расстояния между ними. Растворитель закачивают только через дополнительную скважину поинтервально в зоны наименьшего прогрева. Контроль за состоянием паровой камеры ведут снятием термограммы в добывающей горизонтальной скважине с дополнительным определением зон наименьшего прогрева. 1 ил., 1 пр.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение возможности отбора высоковязкой нефти с большим содержанием парафиновых и асфальто-смолистых веществ в высоковязкой нефти, снижение тепловых потерь. Способ теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью включает спуск скважинного электронагревателя на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ в интервал пласта с высоковязкой нефтью, разогрев и добычу разогретой продукции вставным глубинным штанговым насосом из скважины. Перед спуском нагревателя в скважину определяют вязкость нефти и содержание в ней асфальтосмолопарафиновых веществ, при вязкости высоковязкой нефти до 200 мПа·с для отбора высоковязкой нефти применяют скважинный штанговый насос, а при содержании асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти более 10% в скважину дополнительно по капиллярному трубопроводу подают химический растворитель асфальтосмолопарафиновых веществ. В процессе спуска электронагреватель размещают напротив подошвы пласта, а насос - над электронагревателем, пакер устанавливают на расстоянии 3 м выше приема штангового насоса. Включают станцию, питающую электронагреватель. Производят прогревание призабойной зоны пласта в течение 24 ч, после чего запускают в работу привод штангового насоса с одновременным дозированием на прием штангового насоса химического реагента по капиллярному трубопроводу. Причем в процессе отбора разогретой продукции при увеличении нагрузки на привод штангового насоса выше допустимого значения привод штангового насоса отключают, а подачу химического реагента по капиллярному трубопроводу прекращают и производят обратную промывку пространства между внутренней стенкой колонны НКТ и колонной штанг до очистки. Устройство для теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью включает скважинный электронагреватель с токопроводом, установленный на нижнем конце заглушенной снизу колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, пакер, герметично разделяющий межколонное пространство скважины, вставной глубинный штанговый насос, радиальные отверстия, выполненные в колонне НКТ. Устройство на устье скважины оснащено дозировочным насосом, соединенным с капиллярным трубопроводом, спущенным в скважину и закрепленным клямсами на наружной поверхности колонны НКТ совместно с токопроводом, при этом выше электронагревателя размещен вставной глубинный штанговый насос, а пакер размещен выше штангового насоса, причем выше электронагревателя в колонне НКТ выполнены радиальные отверстия, а между радиальными отверстиями и насосом выполнен радиальный канал, в который вставлен нижний конец капиллярного трубопровода, при этом в составе колонны НКТ выше пакера установлен обратный клапан, пропускающий жидкость из затрубного пространства в колонну НКТ. 2 н.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Настоящее изобретение относится к способу обработки иллитсодержащего пласта, предпочтительно пласта песчаника. Способ обработки иллитсодержащего пласта включает введение в пласт жидкости, содержащей глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль. Жидкость для обработки иллитсодержащего пласта содержит глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль (GLDA), ингибитор коррозии и поверхностно-активное вещество. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки иллитсодержащего пласта. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 пр., 1 табл., 6 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой или слоистой залежи нефти с преимущественно поровым типом коллектора многозабойными горизонтальными скважинами. Способ снижения водопритока к многозабойным скважинам включает выбор добывающей многозабойной горизонтальной скважины, каждый ствол которой эксплуатирует отдельный нефтенасыщенный пропласток, закачку в нее рабочего агента и пуск скважины в добычу. Предварительно проводят лабораторные исследования на керне каждого из пропластков, в ходе которых выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием рабочего агента и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 1,5 раза. В качестве рабочего агента для закачки используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л и плотностью не более 1080 кг/м3 - малосольную воду и/или воду с водородным показателем рН более 8,0 д.ед. - щелочную воду. В выбранной добывающей скважине определяют приток воды с каждого из пропластков, закачку малосольной и/или щелочной воды осуществляют отдельно в каждый из пропластков как в выбранную добывающую скважину, так и ближайшую, находящуюся на расстоянии не более 600 м, нагнетательную скважину. В каждый пропласток закачку ведут одновременно в добывающую и нагнетательную скважины, значения начального расхода малосольной и/или щелочной воды для каждого пропластка определяют пропорционально концентрации мелкодисперсных глинистых частиц на выходе из керна при проведении лабораторных исследований, но в сумме по всем пропласткам не менее, чем расход в нагнетательную скважину сточной или пластовой воды до закачки рабочего агента. Закачку малосольной и/или щелочной воды в каждый пропласток ведут в течение времени, пропорционального обводненности каждого ствола добывающей скважины, но не менее пяти суток, после проведения закачки в каждый пропласток. Добывающую скважину пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки, а нагнетательную скважину переводят на закачку сточной или пластовой воды с расходом до закачки рабочего агента. Циклы закачки малосольной и/или щелочной воды повторяют при росте обводненности добывающей скважины на 10-30% относительно обводненности после проведения предыдущего цикла закачки и отбора рабочего агента. Объем закачки малосольной и/или щелочной воды в каждом последующем цикле увеличивают. Изобретение обеспечивает повышение эффективности изоляции водопритока к многозабойным горизонтальным скважинам и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи. 1 ил., 4 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, снижение водопритока к добывающим скважинам и увеличение коэффициентов охвата пластов и нефтеизвлечения. По способу осуществляют бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин. Осуществляют закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. После совместной разработки всех нефтенасыщенных пропластков основным вертикальным стволом до обводнения скважины не менее чем на 95% из вертикального ствола добывающей скважины в каждый пропласток бурят БГС под углом не менее 20° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и ближайшей нагнетательной скважинами. В нагнетательной скважине, являющейся причиной обводнения добывающей скважины с БГС, в пропласток с наибольшим темпом обводнения, зафиксированном во время эксплуатации основного вертикального ствола добывающей скважины, закачивают воду. Воду закачивают с минерализацией не более 5 г/л для породы, содержащей мелкодисперсные глинистые частицы, способные к миграции под действием низко минерализованной воды, либо закачивают воду с минерализацией не менее 300 г/л для породы, не содержащей глинистых частиц. В пропласток с наименьшим темпом обводнения закачивают щелочную воду с pH не менее 9 д.ед. Закачку рабочих агентов прекращают при достижении разницы в обводненности стволов относительно друг друга на 20% и менее. После этого переходят на закачку сточной или пластовой воды. Для нагнетания рабочих агентов используют оборудование для одновременно-раздельной закачки. 2 пр., 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации устаревших и изношенных скважин с дефектными эксплуатационными колоннами. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти. При эксплуатации скважины проводят спуск в скважину первой колонны насосно-компрессорных труб с пакером. Пакер размещают ниже несплошности эксплуатационной колонны, затем устанавливают пакер. Осуществляют спуск второй - малой колонны насосно-компрессорных труб внутри первой колонны насосно-компрессорных труб с пакером. Осуществляют отбор пластовой продукции по второй малой колонне насосно-компрессорных труб. Для проведения работ выбирают скважину, добывающую нефтяную эмульсию с малым дебитом, способным быть воспроизведенным штанговым насосом в малой колонне насосно-компрессорных труб. В качестве насоса в малой колонне насосно-компрессорных труб подбирают штанговый насос, обеспечивающий дебит скважины, бывший до проведения работ. Монтируют оборудование в скважине. Проводят технологическую выдержку для разделения в скважине нефтяной эмульсии на воду и нефть и образования водной среды на входе в насос. С устья скважины по внутренней стенке первой колонны насосно-компрессорных труб дозируют деэмульгатор. Запускают в работу насос. Уровень жидкости в скважине поддерживают вблизи уровня насоса. 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в том числе к разработке нефтяных пластов с неоднородными, низкопроницаемыми, глинизированными коллекторами, при наличии искусственных трещин и кольматацин порового пространства глинистым материалом, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями. Состав для повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, содержащий водные растворы поверхностно-активного вещества-ПАВ и полиакриламида - ПАА, содержит в качестве раствора ПАВ 0,5-15%-ный водный раствор анионного мицеллообразующего натурального мыла - АМНМ, в качестве раствора ПАА 0,3-5% водный раствор ПАА с молекулярной массой до 18 млн ед. и дополнительно 0,1-1%-ную водную суспензию ультрадисперсного нанометрического углерода - УДНМУ при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанный раствор АМНМ 10-90, указанный раствор ПАА 9,9-89, указанная суспензия 0,1-1. В способе повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, включающем десорбцию остаточной и каппилярной нефти водными растворами ПАВ и вытеснение остаточной нефти к добывающим скважинам высоковязкими агентами на основе водных растворов ПАА, преобразуемых в «микрогель» под действием «сшивателей», например водных растворов солей металлов, используют указанный выше состав, перед закачкой которого осуществляют закачку в нефтяной пласт смеси 0,5-15%-ного водного раствора АМНМ и 0,1-1%-ной водной суспензии УДНМУ, проталкивают ее в зону соприкосновения фронта вытеснения нефти водой и низкопроницаемой глинизированной части нефтяного пласта, экстрагируют ею соли металлов из глинистого материала указанной части для сшивания ПАА и формирования микрогеля. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - увеличение нефтеотдачи, в т.ч. в пластах с большим содержанием остаточной нефти и на месторождениях высоковязкой нефти. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 10 табл.

Группа изобретений относится к добыче углеродсодержащего вещества из подземного месторождения. Технический результат - оптимизация индуктивного нагрева резервуара для снижения вязкости при добыче углеродсодержащего вещества, понижение потребления воды, ускорение добычи, увеличение добычи. Устройство для добычи углеводородсодержащего вещества из резервуара содержит по меньшей мере один проводящий шлейф для индуктивного обтекания током для электрического и/или электромагнитного нагрева резервуара для снижения вязкости углеводородсодержащего вещества, также предусмотрена направляющая флюида для транспортировки и ввода растворителя-флюида в резервуар для дальнейшего снижения вязкости вещества, причем направляющая флюида перфорирована, так что при подаче растворителя-флюида растворитель-флюид через перфорацию вытесняется из направляющей флюида в резервуар, при этом направляющая флюида расположена внутри проводника проводящего шлейфа свободно от электромагнитного поля. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 11 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений за счет выделения большого количества тепла без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, используемые компоненты вступают между собой в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа). Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта включает закачку на забой скважины двух водных растворов. Первый раствор содержит, мас.%: нитрат аммония NH4NO3 48-54; кислота лимонная C6H8O7 2,9-3,4; карбонат натрия Na2CO3 2,3-3,0; вода пресная - остальное. Второй раствор содержит, мас.%: нитрит натрия NaNO2 40-45; вода пресная - остальное. Закачку указанных растворов осуществляют параллельно или последовательно в объемах, обеспечивающих стехиометрическое взаимодействие нитрита натрия с нитратом аммония и лимонной кислотой. 4 табл., 1 ил.
Наверх