Добавки для снижения водоотдачи и способы их получения и применения



Добавки для снижения водоотдачи и способы их получения и применения
Добавки для снижения водоотдачи и способы их получения и применения
Добавки для снижения водоотдачи и способы их получения и применения
Добавки для снижения водоотдачи и способы их получения и применения
Добавки для снижения водоотдачи и способы их получения и применения

 


Владельцы патента RU 2605469:

ШЕВРОН ФИЛЛИПС КЕМИКАЛ КОМПАНИ ЭлПи (US)

Настоящее изобретение относится к жидкостям для обслуживания ствола скважины. Неводная жидкость для обслуживания ствола скважины, содержащая добавку для снижения водоотдачи, где указанная добавка для снижения водоотдачи содержит продукт взаимодействия (i) функционального полимера, содержащего сополимер малеинового ангидрида, в котором содержание малеинового ангидрида составляет от около 10% до около 90%, и (ii) олигомерной жирной кислоты. Способ проведения эксплуатации месторождения нефти, включающий введение неводной жидкости для обслуживания ствола скважины внутрь скважины, где указанная жидкость содержит добавку для снижения водоотдачи, содержащую продукт взаимодействия (i) функционального полимера, содержащего сополимер малеинового ангидрида, в котором содержание малеинового ангидрида составляет от около 10% до около 90%, и (ii) олигомерной жирной кислоты. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности снижения потери жидкостей для обслуживания ствола скважины. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 2 пр., 4 табл.

.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[0001] Настоящее изобретение относится к жидкостям для обслуживания ствола скважины. В частности, настоящее изобретение относится к неводным жидкостям для обслуживания ствола скважины.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0002] Как правило, подземные отложения природных ресурсов, таких как газ, вода и сырая нефть, извлекают путем бурения скважин для вскрытия подземных формаций или зон, содержащих такие залежи. Различные жидкости используют при бурении скважин и подготовки скважины и прилегающей подземной формации для извлечения из нее материала. Например, буровой раствор или шлам обычно циркулирует через ствол скважины, поскольку его используют с целью охлаждения бура, удержания отложений в их соответствующих формациях в ходе процесса бурения и поднятия выбуренной породы на поверхность.

[0003] Одна из трудностей при извлечении природных ресурсов из подземных формаций заключается в проницаемости формации, в которой эти месторождения находятся. В частности, в связи с наличием проницаемых зон, могут наблюдаться потери по меньшей мере части жидкостей, вводимых в подземную формацию в ходе обслуживания скважины, в проницаемых зонах пласта. Потеря указанных жидкостей для обслуживания ствола скважины в подземной формации может вызывать множество проблем, таких как затраты на восполнение потерянных жидкостей для обслуживания ствола скважины; воздействие жидкостей для обслуживания ствола скважины на формацию, окружающую скважину; и потенциальная утрата функции вследствие присутствия количества жидкости в скважине меньшего, чем необходимо для процесса. Следовательно, по-прежнему существует потребность в материалах для снижения потери жидкостей для обслуживания ствола скважины в окружающей формации.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0004] В настоящем изобретении описана неводная жидкость для обслуживания ствола скважины, содержащая добавку для снижения водоотдачи, причем добавка для снижения водоотдачи содержит продукт взаимодействия (i) функционального полимера и (ii) олигомерной жирной кислоты.

[0005] Также в настоящем документе описан способ проведения эксплуатации месторождения нефти, включающий введение неводной жидкости для обслуживания ствола скважины внутрь скважины, причем указанная неводная жидкость для обслуживания ствола скважины содержит добавку для снижения водоотдачи, содержащую продукт взаимодействия (i) функционального полимера и (ii) олигомерной жирной кислоты.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0006] В настоящем документе описаны жидкости для обслуживания ствола скважины, содержащие добавку для снижения водоотдачи (FLA), причем указанная добавка для снижения водоотдачи содержит продукт взаимодействия (i) олигомерной жирной кислоты и (ii) функционального полимера. В настоящем документе «жидкость для обслуживания ствола скважины» (WSF) относится к жидкости, которую можно использовать для подготовки скважины или подземной формации, пронизанной скважиной, для извлечения материала из формации, для размещения материала в формации, или того и другого. Таким образом, WSF может служит в качестве, например, буровой жидкости, жидкости для ремонта скважин, жидкости для гидроразрыва или вытесняющей жидкости. В одном из вариантов реализации WSF представляет собой буровую жидкость, например, неводную буровую жидкость. Следует понимать, что «подземная формация» охватывает как области ниже открытой земли, так и области ниже земли, покрытой водой, например, морской или океанической водой. WSF, описанные в настоящем документе, могут демонстрировать сниженную водооотдачу при введении в ствол скважины.

[0007] В одном из вариантов реализации FLA содержит продукт взаимодействия функционального полимера. В настоящем документе функциональный полимер относится к полимеру, содержащему функциональные группы, которые могут выступать в качестве места присоединения олигомерной жирной кислоты к скелету функционального полимера. В одном из вариантов реализации любой функциональный полимер, содержащий функциональные группы, которые могут выступать в качестве места присоединения олигомерной жирной кислоты к скелету функционального полимера, подходит для использования в настоящем изобретении. В одном из вариантов реализации указанный функциональный полимер представляет собой сополимер одного или более альфа-олефиновых мономеров и ангидрида кислоты; в качестве альтернативы, указанный функциональный полимер представляет собой сополимер одного или более виниловых мономеров и ангидрида кислоты; в качестве альтернативы, указанный функциональный полимер представляет собой сополимер малеинового ангидрида. Настоящее изобретение будут описано в отношении применения сополимера малеинового ангидрида в качестве указанного функционального полимера, однако следует понимать, что другие функциональные полимеры этого типа, описанные в настоящем документе, также подходят для использования в настоящем изобретении.

[0008] В одном из вариантов реализации функциональный полимер, подходящий для использования в настоящем изобретении, имеет среднюю молекулярную массу от около 10000 Дальтон до около 500000 Дальтон; альтернативно, от около 40000 Дальтон до около 450000 Дальтон, или, альтернативно, от около 50000 Дальтон до около 400000 Дальтон. В одном из вариантов реализации указанный функциональный полимер представляет собой сополимер малеинового ангидрида, который имеет содержание малеинового ангидрида от около 10% до около 90% от общей массы полимера; альтернативно, от около 25% до около 75%; или около 50%. Неограничивающие примеры сополимеров малеинового ангидрида, подходящие для использования в настоящем изобретении, включают сополимер полистирола и малеинового ангидрида (в общем представлен структурой I), сополимер полиэтилена и малеинового ангидрида (в общем представлен структурой II), сополимер поли-1-октадецена и малеинового ангидрида (в общем представлен структурой III), или их комбинации. На Структуре I, Структуре II, и Структуре III, x, y, m или n могут принимать любые значения, обеспечивающие молекулярную массу сополимера в пределах описанных диапазонов. Например, x, y, m или n могут составлять от около 50 до около 5000; альтернативно, от около 500 до около 4500, или, альтернативно, от около 1000 до около 4000.

[0009] В одном из вариантов реализации, FLA содержит продукт взаимодействия олигомерной жирной кислоты, альтернативно димерной кислоты. В настоящем документе термин димерная кислота является синонимом термина двухосновная кислота и относится к продукту олигомерной жирной кислоты, полученному в результате самоконденсации двух ненасыщенных жирных кислот. В одном из вариантов реализации указанные две ненасыщенные жирные кислоты, участвующие в самоконденсации с образованием димерной кислоты, являются одинаковыми; альтернативно, указанные две ненасыщенные жирные кислоты, участвующие в самоконденсации с образованием димерной кислоты, являются разными.

[0010] В одном из вариантов реализации, каждая ненасыщенная жирная кислота, участвующая в реакции самоконденсации, содержит любое количество атомов углерода. Альтернативно, ненасыщенные жирные кислоты, подходящие для использования в настоящем изобретении, после самоконденсации приводят к получению продукта - олигомерной жирной кислоты, который находится в жидком виде или способен легко солюбилизироваться. В настоящем документе «легко солюбилизироваться» относится к способности олигомерной жирной кислоты солюбилизироваться в органической среде, совместимой с указанным функциональным полимером, предназначенным для модификации. В одном из вариантов реализации ненасыщенная жирная кислота содержит С12-С24 ненасыщенную жирную кислоту; альтернативно, С14-С22 ненасыщенную жирную кислоту, или, альтернативно, С14-С18 ненасыщенную жирную кислоту. В одном из вариантов реализации, ненасыщенная жирная кислота содержит С14-18 ненасыщенную жирную кислоту.

[0011] Ненасыщенные жирные кислоты, используемые для образования димерной кислоты, могут быть получены из любого подходящего источника. В одном из вариантов реализации указанные ненасыщенные жирные кислоты, используемые для получения димерной кислоты, представляют собой С14-С18 ненасыщенные жирные кислоты, полученные из таллового масла; например, жирные кислоты таллового масла, такие как абиетиновые кислоты и/или пимаровые кислоты. Согласно альтернативному варианту реализации С14-С18 ненасыщенные жирные кислоты, используемые для получения димерной кислоты, включают, без ограничения, линолевую кислоту, линолелаидиновую кислоту, линоленовую кислоту или их комбинации. С14-С18 ненасыщенные жирные кислоты могут быть получены из растительных масел, например, соевого масла, кукурузного масла, подсолнечного масла или рапсового масла. Другие растительные масла, которые могут обеспечить ненасыщенные жирные кислоты, которые можно использовать для получения димерных кислот согласно настоящему изобретению, включают, без ограничения, каноловое масло, сафлоровое масло, масло куфеи, кокосовое масло, косточковое пальмовое масло, оливковое масло или их комбинации.

[0012] В одном из вариантов реализации димерная кислота типа, описанного в настоящем документе, может быть получена путем приведения первой С14-С18 ненасыщенной жирной кислоты в контакт со второй С14-С18 ненасыщенной жирной кислотой в условиях, подходящих для самоконденсации первой и второй ненасыщенных жирных кислот и образования продукта, представляющего собой олигомерную жирную кислоту. Реакцию можно проводить в присутствии катализатора или системы катализаторов. Любой катализатор или система катализаторов, совместимая с компонентами реакции, описанными в настоящем документе, могут быть использованы. В одном из вариантов реализации указанный катализатор представляет собой глину и присутствует в количестве, достаточном для катализа получения продукта, представляющего собой олигомерную жирную кислоту. В настоящем документе термин «глина» относится к группе породообразующего водного алюмосиликата. В одном из вариантов реализации указанную реакцию получения димерной кислоты проводят в присутствии монтмориллонита, который выступает в качестве катализатора в указанной реакции.

[0013] Специалистам в данной области техники будет понятно, что различные особенности продукта взаимодействия, такие как выход олигомерной жирной кислоты и степень олигомеризации ненасыщенных жирных кислот, будут зависеть от различных условий реакции, таких как соотношении первой С14-С18 ненасыщенной жирной кислоты ко второй С14-С18 ненасыщенной жирной кислоте, природы С14-С18 ненасыщенных жирных кислот, температуры реакции и времени реакции. Полагают, что специалист в данной области техники с помощью настоящего описания сможет изменять условия реакции образования димерной кислоты с учетом одной или более потребностей пользователя и/или процесса.

[0014] В одном из вариантов реализации способ получения FLA включает приведение в контакт сополимер малеинового ангидрида и димерной кислоты, оба типа которых описаны в настоящем документе, с получением реакционной смеси; воздействие на указанную реакционную смесь условиями, подходящими для получения продукта взаимодействия, и извлечение указанного продукт взаимодействия.

[0015] В одном из вариантов реализации указанный сополимер малеинового ангидрида присутствует в реакционной смеси в количестве, составляющем от около 20% до около 80% от массы реакционной смеси, а указанная димерная кислота присутствует в количестве, составляющем от около 80% до около 20% от массы реакционной смеси. Альтернативно, указанный сополимер малеинового ангидрида присутствует в реакционной смеси в количестве, составляющем от около 40% до около 60% от массы реакционной смеси а димерная кислота присутствует в количестве, составляющем от около 60% до около 40% от массы реакционной смеси. Альтернативно, указанный сополимер малеинового ангидрида присутствует в реакционной смеси в количестве, составляющем около 50% от массы реакционной смеси, а указанная димерная кислота присутствует в количестве, составляющем около 50% от массы реакционной смеси. В одном из вариантов реализации соотношение сополимера малеинового ангидрида к димерной кислоте может составлять от около 1:4 до около 4:1; альтернативно - от около 3:2 до около 2:3, или альтернативно - около 1:1. Условия реакции, подходящие для получения продукта взаимодействия из реакционной смеси, содержащей описанные количества сополимера малеинового ангидрида и димерной кислоты, представляют собой температуру от около 100°C до около 225°C, альтернативно - от около 150°C до около 200°C, или альтернативно - от около 170°C до около 190°C в течение периода времени от около 1 часа до около 6 часов, альтернативно - от около 2 часов до около 5 часов, или альтернативно -от около 3 часов до около 4 часов.

[0016] Не будучи связанными теорией, полагают, что условия реакции, описанные в настоящем документе, приводят к получению продукта взаимодействия, в котором димерная кислота привита на скелет указанного сополимера малеинового ангидрида по функциональным группам (например, ангидридным фрагментам малеиновой кислоты) полимера, которые выступают в качестве места присоединения. Хотя конкретная структура продукта взаимодействия подлежит дальнейшему изучению, полагают, что продукт взаимодействия содержит продукт конденсации димерной кислоты и сополимера малеинового ангидрида, где происходит раскрытие ангидридных колец указанного функционального полимера и их ковалентное связывание с димерной кислотой. Согласно некоторым вариантам реализации продукт взаимодействия димерной кислоты и функционального сополимера малеинового ангидрида, приведенных в контакт в условиях, описанных в настоящем документе, содержит алифатический ангидрид, полученный в результате раскрытия кольца ангидридных функциональных групп, присутствующих в указанном функциональном полимере. Специалисту в данной области техники будет понятно, что выбор альтернативных условий реакции может привести к образованию различных продуктов взаимодействия, которые могут проявлять особые свойства FLA типа, описанного в настоящем документе. Таким образом, степень присутствия алифатического ангидрида в указанном продукте взаимодействия может варьироваться, и полагают, что FLA содержит продукт взаимодействия димерной кислоты и функционального полимера, полученный в результате взаимодействия в описанных условиях, независимо от природы или структуры полученного продукта(-ов) взаимодействия.

[0017] Согласно некоторым вариантам реализации способ получения FLA типа, описанного в настоящем документе, дополнительно включает отделение составляющих продукта взаимодействия димерной кислоты и сополимера малеинового ангидрида и оценку способности указанных составляющих продукта взаимодействия действовать в качестве добавки для снижения водоотдачи. Согласно такому варианту реализации указанные составляющие продукта взаимодействия можно разделять с использованием любого подходящего метода, и степень очистки отдельных составляющих продукта взаимодействия может варьироваться. Согласно некоторым вариантам реализации один или более отдельных составляющих продукта взаимодействия характеризуют как FLA, имеющие способность ингибировать потерю жидкости для обслуживания ствола скважины в формацию.

[0018] В одном из вариантов реализации, WSF представляет собой неводную WSF. В настоящем документе неводная WSF включает жидкости, состоящие полностью или по существу из неводных жидкостей и/или обратных эмульсий, причем указанная непрерывная фаза представляет собой неводную жидкость. В одном из вариантов реализации неводная WSF содержит менее около 30%, 25%, 20%, 16%, 10% или 1% воды от массы WSF. Альтернативно, после учета других компонентов композиции жидкости композиция WSF может содержать неводную жидкость по остатку.

[0019] В одном из вариантов реализации WSF содержит маслянистую жидкость. Альтернативно, WSF после учета других компонентов композиции жидкости может состоять по существу из маслянистой жидкости. Альтернативно, WSF после учета других компонентов композиции жидкости может состоять из маслянистой жидкости. В настоящем документе маслянистые жидкости относятся к жидкостям, по существу не содержащим водный компонент. Примеры маслянистых жидкостей, подходящих для использования в WSF, включают, без ограничения, углеводороды, олефины, масла на основе внутренних олефинов, минеральное масло, керосин, дизельное топливо, нефтяное топливо, синтетическое масло, линейные или разветвленные парафины, сложные эфиры, ацетали, смеси сырой нефти, их производные или их комбинации.

[0020] В одном из вариантов реализации WSF представляет собой буровой шлам (раствор) на нефтяной основе. Согласно некоторым вариантам реализации WSF может содержать дополнительные добавки, которые считают подходящими для улучшения свойств жидкости. Такие добавки могут изменяться в зависимости от предполагаемого использования жидкости в скважине. Примеры таких добавок включают, но не ограничиваются ими, утяжелители, стекловолокна, углеродные волокна, суспендирующие агенты, кондиционирующие агенты, диспергаторы, смягчители воды, ингибиторы окисления и коррозии, бактерициды, разбавители и их комбинации. Эти добавки могут быть введены отдельно или в комбинации с использованием любой подходящей методики и в количествах, эффективных для получения желаемых улучшений в свойствах жидкости.

[0021] В одном из вариантов реализации FLA присутствует в WSF в количестве от около 0,3 процента по массе (мас.%) от общей массы WSF до около 10 мас.%, альтернативно от около 0,4 мас.% до около 8 мас.%, или альтернативно - от около 0,6 мас.% до около 5 мас.%.

[0022] WSF, содержащую FLA, можно использовать при любой подходящей эксплуатации месторождения нефти. В частности, WSF, содержащую FLA, можно вносить в скважину и использовать для обслуживания скважины в соответствии с соответствующими процедурами. Например, когда предполагаемое использование WSF представляет собой использование в качестве буровой жидкости, указанную жидкость можно направить вниз через полую буровую штангу и вывести через присоединенное к ней буровое долото при вращении буровой штанги, и таким образом бурить скважину. Буровой раствор можно вывести на поверхность по циркулирующему повторяющемуся пути, например, путем отложения отфильтрованного осадка на стенках скважины и непрерывного выведения выбуренной породы на поверхность. FLA можно добавлять в WSF до введения жидкости внутрь скважины в однопоточном варианте реализации. Альтернативно, FLA можно смешивать с другими компонентами WSF во время введения в скважину, например, в двухпоточном процессе, причем один поток содержит FLA, а второй поток содержит другие компоненты WSF. В одном из вариантов реализации WSF, содержащую FLA, получают в месте расположения скважины. Например, FLA можно смешивать с другими компонентами WSF и затем вносить внутрь скважины. Альтернативно, WSF, содержащую FLA, получают за пределами площадки и транспортируют к месту использования до введения внутрь скважины.

[0023] В одном из вариантов реализации WSF, содержащая буровой раствор на нефтяной основе и FLA типа, описанного в настоящем документе, приводит к снижению водоотдачи WSF, причем водоотдача может быть определена с использованием высокотемпературного теста под высоким давлением для определения водоотдачи (НТНР), проводимого в соответствии с Specification for Drilling Fluids Materials, ANSI/API Specification 13A, Eighteenth Edition, February 2010. В одном из вариантов реализации WSF, содержащая FLA, описанную в настоящем документе, может проявлять снижение водоотдачи более чем на около 40%, альтернативно - более чем на около 75%, или альтернативно - более чем на около 85% при температурах от около 200°F до около 375°F, альтернативно - от около 250°F до около 325°F, или альтернативно - от около 275°F до около 300°F, по сравнению с аналогичной WSF, не содержащей FLA.

ПРИМЕР 1

[0024] FLA типа, описанного в настоящем документе, получали путем взаимодействия 60 грамм сополимера 1-октадецена и малеинового ангидрида и 40 грамм UNIDYME™ 22 при температуре 190°C в течение 3 часов. SOLTROL™ 170 (100 грамм изопарафинового растворителя) использовали в качестве растворителя таким образом, чтобы поддерживать передачу тепла. UNIDYME™ 22 представляет собой димеризованную жирную кислоту, коммерчески доступную от Arizona Chemicals. Продукт взаимодействия использовали в качестве FLA в следующих примерах.

ПРИМЕР 2

[0025] Определяли влияние добавления FLA типа, описанного в настоящем документе, к буровому раствору на нефтяной основе (ОВМ) на водоотдачу. Три основных раствора получали и обозначали как раствор 1, раствор 2 и раствор 3. Раствор 1 представлял собой раствор 14 фунт на галлон (ppg) на основе дизельного топлива, содержащий 2120 г дизельного топлива, полученный при соотношении вода-нефть (OWR), составляющем 75:25. Раствор 2 представлял собой 14 ppg раствор на нефтяной основе - на основе ESCAID™ 110, полученный с содержанием 2120 г ESCAID 110 при 75:25 OWR. Углеводородная жидкость ESCAID 110 представляет собой нефтяной дистиллят, коммерчески доступный от EXXON-MOBIL Corp.Раствор 1 и Раствор 2 дополнительно содержали 75 г извести, 87,5 г глины VG-69™, 75 г первичного эмульгатора INVERMUL™, 75 г эмульгатора EZMUL™ и 815 г 30% солевого раствора CaCl2. VG-69 представляет собой органофильную глину, коммерчески доступную от Mi SWACO. Эмульгатор EZ MUL представляет собой полиаминированную жирную кислоту, и INVERMUL представляет собой смесь окисленного таллового масла и полиаминированной жирной кислоты, оба коммерчески доступны от Baroid Chemicals. Раствор 3 представлял собой 13,0 ppg раствор на основе изомеризованного олефина (IO) 1518, содержащий 1548 г IO 1518, полученный при 70:30 OWR. Раствор 3 дополнительно содержал 60 г извести, 60 г глины VG-69, 80 г SUREMUL™, 20 г SUREMOD™ и 944 г 30% солевого раствора CaCl2. SUREMUL представляет собой первичный эмульгатор, и жидкий модификатор реологии SUREMOD представляет собой органический гелеобразующий агент, оба коммерчески доступны от Mi SWACO. Получали три контрольных образца, обозначали Контроль А, Контроль В и Контроль С, которые содержали Раствор 1, Раствор 2, и Раствор 3, соответственно, при отсутствии FLA. Образцы 1А, 1 В и 1С содержали Раствор 1 и PLIOLITE™ DF02, Раствор 2 и PLIOLITE DF02 и Раствор 3 и PLIOLITE DF02, соответственно. Полимеры PLIOLITE DF02 представляют собой добавки для снижения водоотдачи, коммерчески доступные от ELIOKEM. Образцы 2-8 содержали ОВМ (как указано обозначениями А, В или С) и FLA из Примера 1. В частности, Образцы 2А-8А содержали Раствор 1 и FLA из Примера 1, Образцы 2 В-8 В содержали Раствор 2 и FLA из Примера 1, и Образцы 2С-8С содержали Раствор 3 и FLA из Примера 1. За исключением образца 7, продукт взаимодействия, содержащий FLA, добавляемый к указанному ОВМ, содержал 50% твердых веществ (т.е., 50% активного полимера или FLA в SOLTROL 170). В образце 7 продукт взаимодействия, содержащий FLA, содержал 40% твердых веществ (т.е., 40% активного полимера или FLA в SOLTROL 170). Измерения вязкости по Брукфильду с использованием шпинделя 3LV, при 1,5 об/мин при 120°F для Образцов 2-8 приведены в Таблице 1. Образец 1, который содержал PLIOLITE DF02, представлял собой гранулированный продукт, содержащий 100% твердых веществ (т.е., 100% активного полимера).

[0026] Образцы получали путем сдвиговой деформации образцов в MULTIMIXER™ в течение 30 минут с использованием импеллера 9В29Х при 11500 об/мин, перемешивания в течение 16 часов при 300°F и затем охлаждения до комнатной температуры (RT). НТНР водоотдачу для каждого образца определяли как описано ранее в настоящем документе, и результаты образцов, содержащих дизельный ОВМ, ESCAID ОВМ и IO ОВМ, приведены в Таблицах 1А, 1В и 1С, соответственно.

[0027] В некоторых случаях для одного образца приведены несколько значений, и они представляют собой повторные измерения для одного образца. Результаты иллюстрируют способность FLA типа, описанного в настоящем документе, действовать в качестве FLA в широком диапазоне ОВМ.

ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ВАРИАНТЫ РЕАЛИЗАЦИИ

[0028] Следующие перечисленные варианты реализации приведены в качестве неограничивающих примеров:

1. Неводная жидкость для обслуживания ствола скважины, содержащая добавку для снижения водоотдачи, где указанная добавка для снижения водоотдачи содержит продукт взаимодействия (i) функционального полимера и (ii) олигомерной жирной кислоты.

2. Способ проведения эксплуатации месторождения нефти, включающий:

введение неводной жидкости для обслуживания ствола скважины внутрь скважины, причем указанная неводная жидкость для обслуживания ствола скважины содержит добавку для снижения водоотдачи, содержащую продукт взаимодействия (i) функционального полимера и (ii) олигомерной жирной кислоты.

3. Жидкость или способ согласно варианту реализации 1 или 2, где указанная добавка для снижения водоотдачи присутствует в жидкости для обслуживания ствола скважины в количестве от около 0,3 мас.% до около 10 мас.% от общей массы жидкости для обслуживания ствола скважины.

4. Жидкость или способ согласно варианту реализации 1, 2 или 3, где указанный функциональный полимер содержит сополимер малеинового ангидрида.

5. Жидкость или способ согласно варианту реализации 4, где указанный сополимер малеинового ангидрида содержит малеиновый ангидрид, присутствующий в количестве от около 10% до около 90% от общей массы сополимера.

6. Жидкость или способ согласно любому из предшествующих вариантов реализации, где указанная олигомерная жирная кислота содержит димерную кислоту.

7. Жидкость или способ согласно любому из предшествующих вариантов реализации, где указанная димерная кислота представляет собой продукт самоконденсации двух С12-С24 ненасыщенных жирных кислот.

8. Жидкость или способ согласно любому из предшествующих вариантов реализации, где указанная димерная кислота представляет собой продукт самоконденсации двух С14-С18 ненасыщенных жирных кислот.

9. Жидкость или способ согласно варианту реализации 7, где указанные С12-С24 ненасыщенные жирные кислоты выделены из таллового масла, соевого масла, кукурузного масла, подсолнечного масла, рапсового масла, канолового масла, сафлорового масла, масла куфеи, кокосового масла, косточкового пальмового масла, оливкового масла или их комбинаций.

10. Жидкость или способ согласно варианту реализации 7, где указанные С12-С24 ненасыщенные жирные кислоты включают абиетиновые кислоты, пимаровые кислоты, линолевую кислоту, 9t12t-октадекадиеновую кислоту (linelaidic acid), линоленовую кислоту или их комбинации.

11. Жидкость или способ согласно любому из предшествующих вариантов реализации, где высокотемпературная водоотдача под высоким давлением при 300°F, которая снижена более чем на 40% по сравнению с другой аналогичной жидкостью для обслуживания ствола скважины, не содержащей добавку для снижения водоотдачи, содержащую продукт взаимодействия (i) функционального полимера и (ii) олигомерной жирной кислоты.

12. Жидкость или способ согласно любому из предшествующих вариантов реализации, где соотношение олигомерной жирной кислоты к функциональному полимеру в реакционной смеси составляет от около 1:4 до около 4:1.

13. Жидкость или способ согласно любому из предшествующих вариантов реализации, где соотношение олигомерной жирной кислоты к функциональному полимеру в реакционной смеси составляет от около 3:2 до около 2:3.

14. Жидкость или способ согласно любому из предшествующих вариантов реализации, где указанная неводная жидкость для обслуживания ствола скважины содержит углеводороды, олефины, масла на основе внутренних олефинов, минеральное масло, керосин, дизельное топливо, нефтяное топливо, синтетическое масло, линейные или разветвленные парафины, сложные эфиры, ацетали, смеси сырой нефти, их производные или их комбинации.

15. Жидкость или способ согласно любому из предшествующих вариантов реализации, где указанный продукт взаимодействия получают путем приведения в контакт функционального полимера и олигомерной жирной кислоты с образованием реакционной смеси и воздействие на указанную реакционную смесь температурой от около 100°C до около 225°C в течение периода времени от около 1 часа до около 6 часов.

[0029] Без дальнейших уточнений полагают, что специалист в данной области может, используя приведенное в настоящем документе описание, применять настоящее изобретение в его полном объеме. В то время как предпочтительные аспекты изобретения были показаны и описаны, их модификации могут быть осуществлены специалистом в данной области техники без отклонения от сущности и концепции изобретения. Варианты реализации и примеры, описанные в настоящем документе, являются только примерами и не предназначены в качестве ограничивающих. Возможны многие варианты и модификации изобретения, описанного в настоящем документе, и они находятся в рамках объема настоящего изобретения. Там, где численные диапазоны или ограничения специально оговорены, такие точные диапазоны или ограничения следует понимать как включающие итерационные диапазоны или ограничения, как величины, подпадающие под специально оговоренные диапазоны или ограничения (например, от около 1 до около 10 включает 2, 3, 4 и т.д.; более 0,10 включает 0,11, 0,12, 0,13 и т.д.). Использование термина "необязательно" в отношении любого элемента пункта формулы означает, что данный элемент требуется, или альтернативно, не требуется. Оба варианта предназначены для включения в объем формулы изобретения. Использование более широких терминов, таких как содержит, включает, имеющий и т.д. следует понимать как основание для более узких терминов, таких как состоящий из, состоящий по существу из, по существу состоит из и т.д.

[0030] Соответственно, объем защиты не ограничивается описанием, изложенным выше, но ограничивается только нижеследующей формулой изобретения, в объем которой включены все эквиваленты предмета изобретения согласно формуле изобретения. Каждый пункт формулы включен в описание в качестве варианта реализации настоящего изобретения. Таким образом, формула изобретения представляет собой дополнительное описание и является дополнением к предпочтительным вариантам реализации настоящего изобретения. Описания всех патентов, патентных заявок и публикаций, цитируемых в настоящем документе, включены посредством ссылки в такой степени, чтобы они обеспечивали иллюстративные, процедурные или другие детали, дополняющие указанные в настоящем документе.

1. Неводная жидкость для обслуживания ствола скважины, содержащая добавку для снижения водоотдачи, где указанная добавка для снижения водоотдачи содержит продукт взаимодействия (i) функционального полимера, содержащего сополимер малеинового ангидрида, в котором содержание малеинового ангидрида составляет от около 10% до около 90%, и (ii) олигомерной жирной кислоты.

2. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что указанная добавка для снижения водоотдачи присутствует в жидкости для обслуживания ствола скважины в количестве от около 0,3 мас.% до около 10 мас.% от общей массы жидкости для обслуживания ствола скважины.

3. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что указанная олигомерная жирная кислота содержит димерную кислоту.

4. Жидкость по п. 3, отличающаяся тем, что указанная димерная кислота представляет собой продукт самоконденсации двух С12-С24 ненасыщенных жирных кислот.

5. Жидкость по п. 4, отличающаяся тем, что указанная димерная кислота представляет собой продукт самоконденсации двух С14-С18 ненасыщенных жирных кислот.

6. Жидкость по п. 4, отличающаяся тем, что указанные С12-С24 ненасыщенные жирные кислоты выделены из таллового масла, соевого масла, кукурузного масла, подсолнечного масла, рапсового масла, канолового масла, сафлорового масла, масла куфеи, кокосового масла, косточкового пальмового масла, оливкового масла или их комбинаций.

7. Жидкость по п. 4, отличающаяся тем, что указанные С12-С24 ненасыщенные жирные кислоты включают абиетиновые кислоты, пимаровые кислоты, линолевую кислоту, линолелаидиновую кислоту, линоленовую кислоту или их комбинации.

8. Жидкость по п. 1, обладающая высокотемпературной водоотдачей под высоким давлением при 300°F, которая снижена более чем на 40% по сравнению с другой аналогичной жидкостью для обслуживания ствола скважины, не содержащей добавку для снижения водоотдачи, содержащую продукт взаимодействия (i) функционального полимера и (ii) олигомерной жирной кислоты.

9. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что соотношение олигомерной жирной кислоты к функциональному полимеру в реакционной смеси составляет от около 1:4 до около 4:1.

10. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что соотношение олигомерной жирной кислоты к функциональному полимеру в реакционной смеси составляет от около 3:2 до около 2:3.

11. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что указанная неводная жидкость для обслуживания ствола скважины содержит углеводороды, олефины, масла на основе внутренних олефинов, минеральное масло, керосин, дизельное топливо, нефтяное топливо, синтетическое масло, линейные или разветвленные парафины, сложные эфиры, ацетали, смеси сырой нефти, их производные или их комбинации.

12. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что указанный продукт взаимодействия получен путем приведения в контакт функционального полимера и олигомерной жирной кислоты с образованием реакционной смеси и воздействия на указанную реакционную смесь температурой от около 100°C до около 225°C в течение периода времени от около 1 часа до около 6 часов.

13. Способ проведения эксплуатации месторождения нефти, включающий:
введение неводной жидкости для обслуживания ствола скважины внутрь скважины, причем указанная неводная жидкость для обслуживания ствола скважины содержит добавку для снижения водоотдачи, содержащую продукт взаимодействия (i) функционального полимера, содержащего сополимер малеинового ангидрида, в котором содержание малеинового ангидрида составляет от около 10% до около 90%, и (ii) олигомерной жирной кислоты.

14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что указанная добавка для снижения водоотдачи присутствует в жидкости для обслуживания ствола скважины в количестве от около 0,3 мас.% до около 10 мас.% от общей массы жидкости для обслуживания ствола скважины.

15. Способ по п. 13, отличающийся тем, что указанная олигомерная жирная кислота содержит димерную кислоту.

16. Способ по п. 15, отличающийся тем, что указанная димерная кислота представляет собой продукт самоконденсации двух С12-С24 ненасыщенных жирных кислот.

17. Способ по п. 16, отличающийся тем, что указанная димерная кислота представляет собой продукт самоконденсации двух С14-С18 ненасыщенных жирных кислот.

18. Способ по п. 16, отличающийся тем, что указанные С12-С24 ненасыщенные жирные кислоты выделены из таллового масла, соевого масла, кукурузного масла, подсолнечного масла, рапсового масла, канолового масла, сафлорового масла, масла куфеи, кокосового масла, косточкового пальмового масла, оливкового масла или их комбинаций.

19. Способ по п. 16, отличающийся тем, что указанные С12-С24 ненасыщенные жирные кислоты включают абиетиновые кислоты, пимаровые кислоты, линолевую кислоту, линолелаидиновую кислоту, линоленовую кислоту или их комбинации.

20. Способ по п. 13, в котором высокотемпературная водоотдача под высоким давлением при 300°F снижается более чем на 40% по сравнению с другой аналогичной жидкостью для обслуживания ствола скважины, не содержащей добавку для снижения водоотдачи, содержащую продукт взаимодействия (i) функционального полимера и (ii) олигомерной жирной кислоты.

21. Способ по п. 13, отличающийся тем, что соотношение олигомерной жирной кислоты к функциональному полимеру в реакционной смеси составляет от около 1:4 до около 4:1.

22. Способ по п. 13, отличающийся тем, что соотношение олигомерной жирной кислоты к функциональному полимеру в реакционной смеси составляет от около 3:2 до около 2:3.

23. Способ по п. 13, отличающийся тем, что указанная неводная жидкость для обслуживания ствола скважины содержит углеводороды, олефины, масла на основе внутренних олефинов, минеральное масло, керосин, дизельное топливо, нефтяное топливо, синтетическое масло, линейные или разветвленные парафины, сложные эфиры, ацетали, смеси сырой нефти, их производные или их комбинации.

24. Способ по п. 13, отличающийся тем, что указанный продукт взаимодействия получают путем приведения в контакт функционального полимера и олигомерной жирной кислоты с образованием реакционной смеси и воздействия на указанную реакционную смесь температурой от около 100°C до около 225°C в течение периода времени от около 1 часа до около 6 часов.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к эксплуатации и ремонту нефтяных и газовых скважин. Устройство гидроударное для очистки ствола скважины от песчано-глинистой пробки состоит из разъемного корпуса, седла с продольными пазами, соединительного патрубка с кольцевым поршнем, размещенным в корпусе компенсатора, подпружиненного толкателя торцевого клапана со штоком и коронкой, гайки на нижнем конце разъемного корпуса.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора в процессе строительства скважины.

Изобретение относится к композициям и способам для обработки подземного пласта. Способ включает вытеснение первого флюида на углеводородной основе, присутствующего в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом, контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом с образованием третьего флюида, где второй флюид содержит водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество ПАВ на основе амина, выбранное так, что указанное контактирование протонирует, по меньшей мере, часть ПАВ с образованием третьего флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 об.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, присутствующих во флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5, а ПАВ имеет указанную структуру.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к способам вскрытия скважинами продуктивных горизонтов. Способ включает спуск в скважину колонны бурильных труб с долотом и контейнерами с манометрами.

Изобретение относится к бурению нефтяных скважин. Способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) включает в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, в котором добавка к буровому раствору включает в себя продукт реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что добавка не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот.
Изобретение относится к пенообразующим составам многоцелевого назначения, предназначенным для получения пены низкой, средней и высокой кратности с использованием пресной и жесткой воды в концентрации 1 об.%, 3 об.% и 6 об.%.
Изобретение относится к нефтяной промышленности для строительств пологих и горизонтальных скважин в сложных гидрогеологических условиях. Технический результат- возможность бурения скважин по терригенным девонским отложениям без ограничения величины зенитного угла, по песчаникам под неустойчивыми горными породами, без изменения конструкции скважин.
Настоящее изобретение относится к эмульсиям и их применению в подземных работах. Композиция стабилизированной эмульсии включает маслянистую текучую среду, текучую среду, являющуюся, по меньшей мере, частично несмешивающейся с маслянистой текучей средой, и стабилизирующий эмульсию агент, включающий первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения.

Группа изобретений относится к области бурения с использованием в качестве очистного агента газообразных текучих сред. Способ включает циркулирование системы буровой жидкости и эффективного количества пенообразующей композиции, состоящей из пенообразующего агента и стабилизирующего полимера, добавление газообразного агента в жидкость со скоростью, достаточной для образования пенного бурового раствора, и удаление вспененной буровой жидкости из скважины.

Изобретение относится к способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке пластов. В способе повышения нефтеотдачи трещиноватых, хорошо проницаемых, среднепроницаемых пористых пластов и пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта, включающем закачку водного раствора, в котором суспендирована смесь модифицированного бентонитового глинопорошка - МБГП с добавкой и содержащего частично гидролизованный полиакриламид - ЧГПАА, в водном растворе суспендирована смесь, содержащая в качестве добавки кварцевый песок в соотношении МБГП к кварцевому песку от 10:1 до 4:1 при количестве 5-10 мас.

Группа изобретений относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых набухающих пластичных глин и аргиллитов.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к буровым растворам на водной основе, и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - улучшение структурно-реологических показателей глинистого раствора, повышение загущающих свойств.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гетерогенного размещения проппанта в трещине гидравлического разрыва. Способ включает закачку первой жидкости для обработки, содержащей газ и по существу лишенной макроскопических частиц, через ствол скважины под давлением, достаточным для инициирования гидроразрыва в подземном пласте; закачку второй жидкости для обработки, содержащей проппант и экстраметрический материал, через ствол скважин в разрыв, где закачка достигается различными импульсными концентрациями проппанта в графике закачки, и формирование множества групп проппанта, содержащих проппант и экстраметрический материал, в разрыве.

Изобретение относится к созданию термостойких газогенерирующих кислотообразующих высокопрочных топлив для скважинных аппаратов различного механизма действия: пороховых аккумуляторов давления скважинных, пороховых генераторов давления, пулевых и кумулятивных перфораторов и др.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи обводненного нефтяного пласта за счет доотмыва остаточной нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в процессах добычи, транспортировки и хранения нефти и нефтепродуктов. Состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений, включающий блок-сополимер оксидов этилена и пропилена, поверхностно-активное вещество и растворитель, содержит дополнительно масло ПОД и в качестве растворителя углеводородный растворитель, получаемый при производстве синтетического каучука в виде пипериленовой фракции, при следующем соотношении компонентов, мас.%: блок-сополимер оксидов этилена и пропилена 20-70, масло ПОД 20-52, поверхностно-активное вещество 1-10, указанная пипериленовая фракция - остальное.
Наверх