Модификаторы реологии

Авторы патента:

ХАРРИС Джеффри (US)

БАЙЕРС Джим (US)

C09K8/32 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2623384:

ШЕВРОН ФИЛЛИПС КЕМИКАЛ КОМПАНИ ЛП (US)

Изобретение относится к жидкостям для обслуживания скважин. Неводная жидкость для технического обслуживания скважин содержит реологический модификатор, где реологический модификатор содержит продукт реакции полисульфида, димерной кислоты и полифункционального амина, содержащего молекулу, имеющую по меньшей мере две аминные группы, причем неводная жидкость для технического обслуживания скважин содержит буровой раствор на углеводородной основе. Способ проведения нефтепромысловых процессов включает размещение бурового раствора на углеводородной основе, содержащего реологический модификатор, в ствол скважины, причем реологический модификатор содержит продукт реакции полисульфида, димерной кислоты и полифункционального амина, содержащего молекулу, имеющую по меньшей мере две аминные группы. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение стабильности реологических характеристик в условиях окружающей среды. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 табл., 4 ил.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0001] Настоящее изобретение относится к жидкостям для обслуживания стволов скважин. Более конкретно, данное изобретение относится к модификаторам реологических свойств для использования в буровых растворах.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0002] Подземные залежи природных ресурсов, таких как газ, вода и сырая нефть, как правило, извлекают посредством бурения стволов скважин для выявления подземных образований или участков, содержащих такие залежи. При бурении ствола скважины и подготовке ствола скважины и прилегающего подземного образования используются различные жидкости для извлечения из них материалов. К примеру, буровой раствор или шлам обычно циркулирует через ствол скважины, которая уже пробурена, для того, чтобы немого охладить, удержать отложения ограниченные их соответствующими образованиями во время процесса бурения, и вывести буровой шлам на поверхность.

[0003] Усиление буровой активности сохраняется на больших глубинах в сложных географических областях, таких как морские среды. Буровые растворы, используемые во время этих процессов извлечения, часто подвергаются воздействию диапазона температур, когда буровой раствор движется от платформенной структуры к началу/нижней части дна океана. К примеру, в буровом растворе, двигающемся через колонну буровых штанг или труб от платформенной структуры до 30000-40000 футов сочетания глубины воды и субстрата бурового образца, могут возникать температуры в диапазоне от 35°F до 400°F. Буровые растворы предназначены для отображения реологических характеристик, которые являются подходящими для конкретного процесса извлечения. Одной из проблем при использовании буровых растворов в сложных географических районах является поддержание желательных реологических характеристик в диапазоне условий окружающей среды, в которой жидкости используются. Таким образом, существует постоянная потребность в улучшенных буровых растворах для использования в проблемных географических районах.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ

[0004] В настоящем изобретении предложена неводная жидкость для обслуживания скважин, содержащая модификатор реологии, где модификатор реологии содержит продукт реакции полисульфида, димерной кислоты и полифункционального амина.

[0005] Также в настоящем изобретении предложен способ реализации нефтепромыслового процесса, который включает помещение бурового раствора на масляной основе, содержащего модификатор реологии, в ствол скважины, где модификатор реологии содержит продукт реакции полисульфида, димерной кислоты и полифункционального амина.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0006] Для более полного понимания настоящего описания и его преимуществ, теперь делается ссылка на следующее краткое описание, взятое в сочетании с сопровождающими чертежами и подробным описанием:

[0007] На Фигурах 1 и 2 представлены графики предела текучести в зависимости от температуры для образцов из Примера 1.

[0008] Фигура 3 представляет собой график предела текучести в зависимости от температуры для образцов из Примера 2.

[0009] Фигура 4 представляет собой график предела текучести в зависимости от температуры для образцов из Примера 3.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

[0010] В настоящем изобретении предложены способы и композиции для применения в техническом обслуживании скважины при эксплуатации. В примере реализации композиция содержит жидкость для технического обслуживания скважин (WSF) и реологический модификатор. Такие композиции могут поддерживать одну или более пользовательских и/или технологических желаемых реологических характеристик в диапазоне условий, возникших в ходе процесса по обслуживанию скважины. WSFs, содержащие реологический модификатор описанного здесь типа называют горизонтально залегающие реологические композиции для обслуживания скважины (FRC).

[0011] В примере реализации FRC содержит реологический модификатор. Реологический модификатор может содержать полисульфид или его производное. Альтернативно, реологический модификатор содержит серосодержащий полиамидоамин. В примере реализации реологический модификатор приготовлен посредством реакции димерной кислоты и полисульфида для образования первой смеси, которая затем реагирует с полифункциональным амином для образования реологического модификатора.

[0012] В данном описании термин "димерная кислота" является синонимом термина двухосновная кислота и относится к олигомерному продукту жирной кислоты, которая является результатом самоконденсации двух ненасыщенных жирных кислот. В примере реализации две ненасыщенные жирные кислоты, участвующие в самоконденсации для образования димерной кислоты являются одинаковыми, альтернативно, две ненасыщенные жирные кислоты, участвующие в самоконденсации для образования димерной кислоты отличаются. В примере реализации каждая ненасыщенная жирная кислота, участвующая в реакции самоконденсации, содержит любое количество атомов углерода. Ненасыщенная жирная кислота может включать С12-С24 ненасыщенную жирную кислоту, альтернативно, С14-С22 ненасыщенную жирную кислоту, или, альтернативно, С14-С18 ненасыщенную жирную кислоту. В примере реализации ненасыщенная жирная кислота включает С14-18 ненасыщенную жирную кислоту. В примере реализации полисульфид включает ди(гидроксиэтил)полисульфиды или их гомополимеры. Альтернативно, полисульфид включает ди(гидроксиэтил)дисульфид, ди(гидроксиэтил)трисульфид, и/или ди(гидроксиэтил)тетрасульфид. В примере реализации полисульфид может быть соединением, характеризующимся общей Формулой I или Формулой Iа.

[0013] В примере реализации каждый R, R', и R''' могут быть различными. В некоторых примерах реализации каждый R, R', и R''' могут быть одинаковыми. В других примерах реализации по меньшей мере две из R, R' R''' групп являются одинаковыми. В примере реализации каждый R, R', и R''' может быть независимо выбран из группы, которая состоит из водорода и органической группы; или альтернативно, водорода и гидрокарбильной группы. В некоторых примерах реализации каждая неводородная R группа может быть независимо выбрана из группы, состоящей из алкильной группы, замещенной алкильной группы, циклоалкильной группы, замещенной циклоалкильной группы, арильной группы, замещенной арильной группы, гетероарильной группы и замещенной гетероарильной группы.

[0014] В примере реализации неводородные R, R' или R''' группы могут быть независимо выбраны из группы, которая состоит из метальной группы, этильной группы, пропильной группы, бутильной группы, пентильной группы, гексильной группы, гептильной группы, октальной группы, нонильной группы, децильной группы, ундецильной группы, додецильной группы, тридецильной группы, тетрадецильной группы, пентадецильной группы, гексадецильной группы, гептадецильной группы, октадецильной группы или нонадецильной группы; или, альтернативно, метальной группы, этильной группы, пропильной группы, бутильной группы, пентильной группы, гексильной группы, гептильной группы, октальной группы, нонильной группы и децильной группы.

[0015] В примере реализации x полисульфидного фрагмента может быть числом в диапазоне от 2 до 6; альтернативно, от 3 до 6; или, альтернативно, от 3 до 4. В других примерах реализации полисульфидный фрагмент может быть 2; альтернативно, 3; альтернативно, 4; альтернативно, 5; или альтернативно, 6. Обычный специалист в данной области техники признает, что композиции, содержащие соединения, которые содержат полисульфидный фрагмент, могут обычно содержать соединения, которые имеют различные значения х. Например, коммерчески доступный дитиодигликоль содержит полисульфид, который имеет формулу HOC₂H₄S₂C₂H₄OH, и некоторые полисульфиды имеют формулу HOC₂H₄S₃C₂H₄OH. Следовательно, значение x для полисульфида может быть описано как имеющее среднее значение х. Как правило, x может иметь значение в среднем больше чем 2. В некоторых примерах реализации x может иметь значение в среднем больше чем 2,03; альтернативно, больше чем 2,25; альтернативно, больше чем 2,5; альтернативно, больше чем 3; альтернативно, больше чем 3,5; или альтернативно, больше чем 4. В некоторых других примерах реализации x может иметь среднее значение в диапазоне от 2,03 до 6; альтернативно, от 2,03 до 5; альтернативно, от 2,03 до 4,5; альтернативно, от 2,03 до 2,15; альтернативно, от 2,5 до 3,5; альтернативно, от 3,5 до 4,5. В других примерах реализации среднее значение x для полисульфида может быть около 2,03; альтернативно, около 2,25; альтернативно, около 2.5; альтернативно, около 3; альтернативно, около 3,5; или, альтернативно, около 4.

[0016] В примере реализации полифункциональный амин включает молекулу, содержащую по меньшей мере две аминные группы, обе имеющие первичную, вторичную и/или третичную функциональности и способны вступать в реакцию с первой смесью для формирования реологического модификатора. Альтернативно, полифункциональный амин включает 3-этиламинопиперазин. Способы получения реологического модификатора являются описанными более детально в патенте США №7087708, который включен в данное описание посредством ссылки во всей своей полноте. Как будет понятно обычному специалисту в уровне техники, реологический модификатор, приготовленный, как описано здесь, является продуктом реакции, включающем ряд различных соединений. Далее составные части продукта реакции могут изменяться в зависимости от изменений условий реакции, используемых для получения продукта (например, время реакции, температура реакции). В примере реализации продукт реакции может быть использован в жидкости для технического обслуживания скважин без дополнительной очистки или разделения составляющей(их) продукта реакции. В альтернативном осуществлении, продукт реакции может быть разделен на составляющие компоненты. В таком осуществлении, составные части продукта реакции могут быть выделены с помощью любого подходящего способа, и степень, в которой очищают отдельные составные части продукта реакции, может изменяться. В некоторых примерах реализации одно или более отдельных составляющих продукта реакции характеризуются тем, что имеют возможность изменять реологические свойства жидкости для технического обслуживания скважин как описано здесь. В примере реализации реологический модификатор может содержать один или более разделенных компонентов реакционного продукта.

[0017] В примере реализации реологический модификатор дополнительно включает разбавитель. Разбавитель может быть введен в реологический модификатор с целью получения реологического модификатора физической формы, подходящей для использования в нефтепромысловых процессах (к примеру, жидкотекучая вязкость). В примере реализации разбавитель содержит любую жидкость совместимую с другими компонентами реологического модификатора, который при введении в материал снижает вязкость реологического модификатора до некоторого пользовательского и/или технологического желаемого диапазона. Альтернативно, приготовленный реологический модификатор содержит очень вязкий материал, что является недостатком для свойств текучести требуемых для использования в нефтепромысловых процессах. Разбавитель может быть включен в реологический модификатор в количестве достаточном для достижения некоторых пользовательских и/или технологических желаемых свойств текучести. В примере реализации реологический модификатор содержит разбавители, подходящие для исследования проблем состояния окружающей среды на некотором расстоянии от берега Гольфа Мексики, а также Северного моря. Неограниченные примеры классов разбавителей, которые являются подходящими для использования в настоящем описании, представляют собой внутренние олефины С16-С24 длинных углеродов, производимых Chevron Phillips Chemical Company, a также целлюлозные производные простых эфиров, зачастую используемых в лакокрасочной промышленности в качестве компонентов разбавителей. В примере реализации разбавитель включает бутилкарбитол. В примере реализации разбавитель используется для разбавления реологического модификатора количеством, достаточным для обеспечения вязкости, которая соответствует некоторым пользовательским и/или технологическим целям. В примере реализации разбавитель представлен в количестве, которое разбавляет реологический модификатор около 30%; альтернативно, около 20%; или альтернативно, около 10%. В примере реализации реологический модификатор (на основе 100% активности) присутствует в FRC в количестве от около 0,02 массовых процентов (масс. %) до около 2,2 масс. % из расчета на общую массу FRC, альтернативно, от около 0,1 масс. % до около 1,4 масс. %, или, альтернативно, от около 0,2 масс. % до около 1,1 масс. %.

[0018] В примере реализации FRC содержит неводный WSF. Используемый здесь неводный WSF включает жидкости, которые полностью состоят из или по существу состоят из неводных жидкостей и/или инвертных эмульсий, где непрерывная фаза представляет собой неводную жидкость. В примере реализации неводный WSF содержит менее чем около 30%, 25%, 20%, 15%, 10% или 1% воды по весу WSF. Альтернативно, WSF композиция может содержать баланс неводной жидкости с учетом взятия в расчет других компонентов жидкостной композиции.

[0019] В примере реализации WSF содержит маслянистую жидкость. Альтернативно, WSF после взятия в расчет других компонентов жидкостной композиции может по существу состоять из маслянистой жидкости. Альтернативно, WSF после взятия в расчет других компонентов жидкостной композиции может состоять из маслянистой жидкости. Маслянистые жидкости в настоящем изобретении относятся к жидкостям, по существу не содержащим водного компонента. Примеры маслянистых жидкостей, подходящих для использования в WSF, включают без ограничения углеводороды, олефины, масла на основе внутренних олефинов, минеральное масло, керосин, дизельное топливо, мазут, синтетическое масло, линейные или разветвленные парафины, сложные эфиры, ацетали, смеси сырой нефти, их производные, или их комбинации.

[0020] В примере реализации WSF представляет собой буровой раствор на масляной основе (ОВМ) типа, который используется в процессах бурения. ОВМ может содержать маслянистую жидкость типа, который раскрыт в настоящем документе. В некоторых примерах реализации ОВМ представляет собой инвертную эмульсию, имеющую немаслянистую жидкость в качестве дисперсной фазы и маслянистую жидкость в качестве непрерывной фазы. В некоторых примерах реализации WSF может содержать дополнительные добавки, которые находят целесообразными для улучшения свойств жидкости. Такие добавки могут изменяться в зависимости от предполагаемого использования жидкости в стволе скважины. Примеры таких добавок включают, но не ограничиваются таким как, утяжеляющие агенты, стекловолокна, углеводородные волокна, суспендирующие агенты, кондиционирующие агенты, диспергаторы, умягчители, ингибиторы коррозии и окисления, бактерицидные агенты, 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 жидкостных свойствах.

[0021] В примере реализации FRC, раскрытые здесь (к примеру, ОВМ + реологический модификатор), отображают плоскую реологию. Здесь "плоская реология" относится к способности композиции поддерживать относительно стабильные реологические характеристики в диапазоне температур и давления. В примере реализации "относительно стабильные" относится к вариациям в раскрытых параметрах (к примеру, предел текучести) во время использования, которые в пределах ±20% начального значения, альтернативно, ±15%, 10%, 5%, или 1% начального значения. В примере реализации реологические характеристики FRC можно считать "относительно стабильными" если участок наблюдаемого реологического параметра (к примеру, предел текучести) как функция температуры и/или давления отображает плато. Реологические характеристики FRC можно считать "относительно стабильными", если FRC поддерживает некоторые пользовательские и/или технологические описанные реологические характеристики (к примеру, предел текучести) в пределах широкого диапазона температуры и давление таким образом, чтобы FRC функции по целевому назначению в широком диапазоне условий.

[0022] В примере реализации FRC типа, описанного здесь, отображает изменение предела текучести менее, чем около 20%; альтернативно, менее, чем около 15%; или альтернативно, менее, чем около 10% в диапазоне температур от около 100°F до около 430°F, альтернативно, от около 50°F до около 350°F, или альтернативно, от около 35°F до около 400°F. Предел текучести относится к сопротивлению жидкости исходному потоку или представляет собой напряжение, необходимое, чтобы началось движение жидкости. Практически, YP относится к силе притяжения между коллоидными частицами в буровом растворе и может быть определено с помощью динамического реометрического измерения подвижных жидкостей. Реометром, наиболее часто используемым в буровой промышленности (и наиболее легко), является Fann 35 реометр. Таким образом, он вычитает значение, считанное при 300 оборотах в минуту, из считанного при 600 оборотах в минуту при определенной контролируемой температуре для получения пластической вязкости (PV значение). Впоследствии, PV вычитается из значения при 300 оборотах в минуту для получения предела текучести (YP). Не все жидкости обрабатываются реологическими модификаторами, таким образом, обычным для предела текучести также как и для давления в стволе скважины является падение до 20% или около того с увеличением температуры больших глубин ствола скважины.

[0023] В примере реализации FRC типа, раскрытого здесь, отображает изменение в прочности геля бурового раствора менее, чем около 20%; альтернативно, менее, чем около 15%; или альтернативно, менее, чем около 10% в пределах диапазона температуры от около 100°F до около 400°F; альтернативно, от около 50°F до около 350°F; или альтернативно, от около 35°F до около 400°F. Прочность геля бурового раствора может быть определена с помощью реометрического анализа Fann 35. Прочность геля бурового раствора является статическим измерением, так как измерение определяется после того, как жидкости были статичными в течение определенного периода времени. В течение этого времени достигается динамическое равновесие на основе диффузионных межфазных взаимодействий, которое также определяет стабильность жидкости или способность приостанавливать шлам.

[0024] В примере реализации FRC типа, раскрытого в данном описании, отображает изменение прочности геля и/или предела текучести менее, чем около 20%; альтернативно, менее, чем около 15%; или альтернативно, менее, чем около 10%, когда подвергается циклическим изменениям температуры, В частности, FRC типа, раскрытого здесь может быть подвергнут начальной температуре T_i, к примеру, когда приготовлен на поверхности прибрежной буровой платформы. FRC при помещении в ствол скважины может проделать путь из платформы через трубопровод на дно океана. Пребывающий в трубопроводе FRC может испытать диапазон температур, связанный с окружающим океаном и в совокупности обозначается Т_с, где Т_с меньше чем T_i. При входе в канал и подземный пласт через ствол скважины, FRC может испытать диапазон температур, связанный с пластом и в сочетании обозначает T_f, где T_f больше чем Т_с или больше чем T_i. Таким образом, FRC может быть подвержено воздействию циклов переменных повышенных и пониженных температур и поддерживать реологические свойства в соответствии с предполагаемой функцией FRC.

[0025] В примере реализации FRC типа, раскрытого здесь, отображает начальный предел текучести и прочность геля при температуре окружающей среды, которая больше чем в ином случае у аналогичной композиции, которая имеет потребность в реологическом модификаторе типа, описанного здесь. При этом "температура окружающей среды" относится к температуре в диапазоне от около 40°F до около 100°F. В результате FRC может иметь улучшенную суспензионную способность при сравнении с иной схожей композицией, которая имеет потребность в реологическом модификаторе типа, описанного здесь. В примере реализации FRC типа, описанного здесь, может отображать предел текучести больше чем около 6 фунт/100 фут²; альтернативно, больше чем около 8 фунт/100 фут²; или альтернативно, больше чем около 10 фунт/100 фут². В примере реализации FRC типа, описанного здесь имеет 10 минутную прочность геля больше чем около 8 фунт/100 фут²; альтернативно, больше чем около 10 фунт/100 фут²; или альтернативно, больше чем около 12 фунт/100 фут².

[0026] В примере реализации FRC типа, описанного здесь, может выгодно функционировать как ингибитор коррозии. В таком варианте реализации FRC, расположенный внутри части оборудования обслуживающего нефтепромысловые процессы или контактирует с частью оборудования обслуживающего нефтепромысловые процессы (к примеру, трубопровод) может функционировать для предотвращения коррозии оборудования обслуживающего нефтепромысловые процессы, когда оборудование подвергается "свободной воде". В данном случае, «свободная вода» относится к воде, присутствующей в виде "пластовой воды" или воде, присутствующей в результате деградации пакета поверхностно-активного вещества масла на основе бурового раствора в течение времени и температуры.

[0027] FRC может быть помещен в ствол скважины и использоваться для обслуживания скважины в соответствии с подходящими процедурами. К примеру, когда предназначенное использование FRC является использование в виде буровой жидкости и бурового раствора (к примеру, ОВМ), жидкость может циркулировать вниз через полую бурильную колонну и через буровую головку, присоединенную к ней во время вращения бурильной колонны, чтобы тем самым пробурить скважину. Буровой раствор может протекать обратно на поверхность в циркулирующей повторяющейся части такой как смазка бурового долота, хранящейся фильтрационной корки на стенках ствола скважины и постоянно выполняет буровой шлам на поверхность. В примере реализации FRC приготавливается на месте расположения скважины. Альтернативно, FRC готовится удаленно и транспортируется на место использования перед тем, как будет помещен в скважину. FRC типов, раскрытых в данном описании, предпочтительно обеспечиваются для реологических характеристик, которые являются стабильными в пределах диапазона температур и давления, которые могут возникнуть у жидкости во время нефтепромысловых процессов. В примере реализации FRC типов, раскрытых в данном описании, используются в прибрежных нефтепромысловых процессах. В таких вариантах реализации FRC может быть помещен в ствол скважины с поверхности и транспортироваться через соответствующий трубопровод к подводной скважине, расположенной в образовании. FRC, транспортируемые от платформы к подводной скважине образования могут быть подвергнуты широкому диапазону температур и давления. FRC типов, раскрытых в данном описании, могут успешно обеспечить реологические характеристики, которые колеблются в пределах, описанных ранее в рамках испытываемых температур и давления.

ПРИМЕРЫ

[0028] Для настоящего изобретения, описание которого продолжается, следующие примеры приведены в качестве конкретных вариантов реализации изобретения и демонстрируют его практическое применение и преимущества. Следует понимать, что эти примеры приведены с целью иллюстрации и не предназначены для ограничения описания или формулы изобретения в любой форме.

[0029] К примеру, реологический модификатор был приготовлен посредством смешивания в реакционном сосуде 1 моль DIHEDS и 2 моля UNIDYME, 14 к которому добавляли 0,1 масс. % метансульфоновой кислоты в качестве катализатора. DIHEDS представляет собой ди-(2-гидроксиэтил)дисульфид коммерчески доступный от Chevron Phillips Chemical Со. в то время как UNIDYME 14 представляет собой димерную кислоту, коммерчески доступную от Arizona Chemical, Dimer. Сосуд нагревали до температуры между 125°C и 130°C при постоянном перемешивании при низком вакууме (10 мм рт. ст.), чтобы удалить воду из реакционной смеси. Первый этап реакции считается завершенным, когда достигнуто кислотное число 83,58 мг КОН/гМ. Кислотное число определяется в соответствии с ASTM D 465. N-аминоэтилпиперазин затем добавляли к продуктам реакционной смеси в количестве 2,1 молей. Эту смесь затем нагревают до температуры между 130°C и 135°C в течение менее чем 1 час при атмосферном давлении, давление понижают до 10 мм рт. ст., и реакцию продолжают в течение, как правило, еще 2 часов, пока количество амина не было приблизительно 80 мг КОН/гМ. Больше эволюция воды не наблюдалась, когда количество амина приблизилось 80 мг КОН/гМ. Конечный продукт реакции охлаждали до приблизительно 80°C и переносили в контейнерах. Один галлон смеси конечного продукта реакции смешивали с бутилкарбитолом при соотношении 70:30 в течение 3 часов при 167°F и использовали в качестве реологического модификатора типа, раскрытого здесь (обозначенный RMX) в следующих примерах.

Пример 1

[0030] Была исследована реология FRC типа, раскрытого здесь. Эмульсионные растворы на углеродной основе были получены посредством смешивания маслянистой текучей среды (2120 г), извести (75 г), VG-69 Глины (87,5 г), INVERMUL первичный эмульгатор (75 г), EZMUL эмульгатор (75 г), и 30% CaCl₂ рассол (815 г). VG-69 представляет собой органофильную глину коммерчески доступную от Mi SWACO. EZMUL эмульгатор представляет собой полиаминированную жирную кислоту и INVERMUL представляет собой смесь окисленного таллового масла и полиаминированной жирной кислоты, оба из которых являются коммерчески доступными от Baroid Chemicals. OBMs были приготовлены до плотности 14 фунтов на галлон (ppg) и соотношения нефть:вода 75:25 (OWR).

[0031] Образцы содержали ОВМ (208 г), Барит (212 г), API глину (8 г) и указывают количество любого из RMX (Образец А) или THIXATROL реологических добавок (Образец В). THIXATROL реологическая добавка представляет собой модифицированную производную касторового масла, коммерчески доступного от Elementis Specialties. Образцы были перемешаны в течение приблизительно 30 минут с использованием мульти-мешалки и впоследствии подвергают горячей прокатке при 300°F в течение 16 часов. Контрольные образцы не содержат никаких реологически модифицированных материалов. Реологические испытания проводились на геле с использованием вискозиметра Fann 35. Результаты приведены в Таблице 1 для образцов, которые содержали соляровое масло (Соляровое масло №2) в качестве маслянистой жидкости, а в Таблице 2 даны результаты при использовании ESCAID 110 в качестве маслянистой жидкости. ESCAID 110 углеводородная жидкость представляет собой нефтяной дистиллят, коммерчески доступный от EXXON-MOBIL Corp.

[0032] НТНР отвечает за высокотемпературное высоконапорное (НТНР) поглощение промывочной жидкости. НТНР поглощение промывочной жидкости было определено в соответствии с Specification for Drilling Fluids Materials, ANSI/API Specification 13A, Eighteenth Edition, February 2010. ES отвечает за стабильность эмульсии, которая была определена устройством, измеряющим стабильность эмульсии, которое измеряет напряжение на небольшом промежутке, заполненном буровым раствором на нефтяной основе с водной дисперсной фазой (при известной температуре). Чем выше записано, тем больше фиксируется стабильность эмульсии.

[0033] Как показано на Таблицах 1 и 2, в ходе реологического исследования Fann 35 становится очевидно, что для контрольных образцов свойства, такие как YP (предел текучести) и прочность геля (прочности геля при 10 секундах, 10 минутах, и 30 минутах) снижаются достаточно значительно при повышении температуры от 85°F до 150°F (типичные параметры тестирования). Пределы текучести для образцов из Таблиц 1 и 2 показаны на Фигурах 1 и 2 соответственно. При добавлении примерно 2 lbb (фунтов на баррель) RMX было отмечено, что YP и прочность геля увеличились в значении более, чем контрольные значения в диапазоне тестируемых температур (85°F, 120°F, и 150°F). Как температура была увеличена в ходе эксперимента Fann, YP значения прочности геля для образцов содержащих RMX не уменьшается в случаях, наблюдаемых для контрольных образцов. Падение YP и прочности геля при повышении температуры более заметно для Контрольных образцов в Таблице 2, которая содержит ESCAID 110 углеводородную жидкость на основе ОВМ. Не желая быть ограниченными теорией, ОВМ, имеющий ESCAID ПО углеводородную жидкость, является более парафиновым в природе, чем дизельное топливо (высоко нафтеновый признак) и имеет меньшую склонность к растворению или взаимодействию растворителя с реологическим модификатором. Тем не менее, оба и OBMs и RMXs этого описания столь эффективны, как THIXATROL в изменении реологии так, что общие свойства жидкости намного улучшаются.

ПРИМЕР 2

[0034] Эффект изменения концентрации RMX в FRC данного описания был исследован. Четыре образца были приготовлены, содержащие ESCAID-OBM описанный в Примере 1 и или RMX (Контрольное), 1,8 lb RMX (Образец С), 1,5 lb RMX (Образец D), 1,3 lb RMX (Образец Ε) или 2 lb RMX (Образец F). Реологические тесты были проведены и представлены в Таблице 3.

[0035] Результаты показывают значения YP и прочность геля относительно постоянными на протяжении исследуемых по всем концентрациям, исследуемым RMX, и были похожи на значения, наблюдаемые при использовании THIXATROL реологической добавки при 2 lbb. Предел текучести для образцов из III приведены на Фигуре 3. Далее результаты 30 минутных значений прочности геля, полученные при 150°F для образцов, содержащих RMX, дали удивительно полезные и обнадеживающие результаты. Не желая ограничиваться теорией, 30 минутные значения геля, остающиеся стабильными или неизменными, предполагают, что FRC (к примеру, ОВМ), в соответствии с настоящим описанием может иметь достаточную суспензионную способность, что она может держаться в течение некоторого периода времени (к примеру, 30 минут) без потерь взвешенных твердых частиц.

Пример 3

[0036] Реологические характеристики FRC типа, описанного здесь, были сравнены с жидкостями для технического обслуживания скважин, имеющими обычно используемые реологические добавки. Образцы были получены с использованием ESCAID ПО на основе ОВМ, описанного в Примере 1 и следующих количеств реологических добавок: VERSAMOD (2 lbb) в Образце G; RM-63 (2 lbb) в Образце H; RMX (2,14 lbb) Образец I; RMX (1,85 lbb) Образец J; и THIXATROL (2 lbb) Образец К. RM-63 загуститель представляет собой реологическую добавку коммерчески доступную от Halliburton Energy Services, и VERSAMOD органический желирующий агент представляет собой жидкий реологический модификатор коммерчески доступный от Mi SWACO. Результаты исследований реологии представлены в Таблице 4 и предел текучести для образцов, приведенных на Фигуре 4.

[0037] Сравнение образцов, содержащих RMX (Образцы I и J) было проведено для коммерчески доступных продуктов на основании характеристик применения продукта, характерных для использования в полевых условиях. Коммерческие разновидности были испытаны при концентрации 2 lbb в сопоставлении с концентрациями 2,14 lbb и 1,85 lbb для RMX. Цель была отделить диапазон 2 lbb, чтобы увидеть, было ли много отклонений в исполнении RMX в связи с немного меньшими или немного большими концентрациями добавки. Результаты показывают, что RMX превзошли и VERSAMOD и RM-63 в том, что значения и YP, и прочности геля для RMX оставались практически неизменными, в то время как, те же самые значения резко снизились при увеличении температуры образцов, содержащих продукты VERSAMOD и RM-63.

ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ВАРИАНТЫ РЕАЛИЗАЦИИ

[0038] Следующие перечисленные варианты реализации предоставлены в качестве неограничивающих примеров:

1. Неводная жидкость для технического обслуживания скважин, включающая реологический модификатор, причем реологический модификатор содержит продукт реакции полисульфида, димерную кислоту и полифункциональный амин.

2. Жидкость согласно п. 1, где реологический модификатор присутствует в жидкости для технического обслуживания скважин в количестве от около 0,02 масс. % до около 2,2 масс. % из расчета на общую массу жидкости для технического обслуживания скважин.

3. Жидкость по любому из предыдущих пунктов, где полисульфид включает ди(гидроксиэтил)полисульфиды, ди(гидроксиэтил)дисульфиды, ди(гидроксиэтил)трисульфиды, ди(гидроксиэтил)тетрасульфиды или их гомополимеры.

4. Жидкость по любому из предыдущих пунктов, где полисульфид характеризуется общей Формулой I или Iа:

где каждое R, R' и R''' могут быть независимо выбраны из группы, которая состоит из водорода и органильной группы и имеет среднее значение больше чем 2.

5. Жидкость по любому из предыдущих пунктов, где димерная кислота содержит С12-С24 ненасыщенную жирную кислоту.

6. Жидкость по любому из предыдущих пунктов, где полифункциональный амин содержит молекулу, состоящую по меньшей мере из двух аминных групп.

7. Жидкость по любому из предыдущих пунктов, где неводная жидкость для технического обслуживания скважин содержит буровой раствор на масляной основе.

8. Жидкость по любому из предыдущих пунктов, имеющая изменение предела текучести менее чем около 20% в диапазоне температур от около 100°F до около 430°F.

9. Жидкость по любому из предыдущих пунктов, имеющая изменение прочность геля менее чем около 20% в диапазоне температур от около 100°F до около 430°F.

10. Жидкость по любому из предыдущих пунктов, где реологический модификатор функционирует как ингибитор коррозии.

11. Способ проведения нефтепромысловых процессов, включающий:

размещение бурового раствора на углеводородной основе, содержащего реологический модификатор, в стволе скважины, где реологический модификатор содержит продукт реакции полисульфида, димерной кислоты и полифункционального амина.

12. Способ по п. 11, где нефтепромысловые процессы представляют собой нефтепромысловые процессы в прибрежной зоне.

13. Способ по любому из пп. 11 или 12, где реологический модификатор присутствует в буровом растворе на углеводородной основе в количестве от около 0,02 масс. % до около 2,2 масс. %, из расчета на общую массу жидкости для технического обслуживания скважин.

14. Способ по любому из пп. 11, 12 или 13, где полисульфид содержит ди(гидроксиэтил)полисульфиды, ди(гидроксиэтил)дисульфид, ди(гидроксиэтил)грисульфид, ди(гидроксиэтил)тетрасульфид или их гомополимеры.

15. Способ по любому из пп. 11, 12, 13, или 14, где буровой раствор на углеводородной основе имеет изменение текучести меньше, чем около 20% в диапазоне температур от около 100°F до около 430°F.

16. Способ по любому из пп. 11-15, где буровой раствор на углеводородной основе отображает плоскую реологию.

17. Способ по любому из пп. 11-16, где буровой раствор на углеводородной основе подвергается циклическим температурным напряжениям.

18. Способ по любому из пп. 11-17, где буровой раствор на углеводородной основе имеет изменение текучести менее, чем около 20%.

19. Способ по любому из пп. 11-18, где буровой раствор на углеводородной основе имеет изменение прочности геля менее чем около 20% в диапазоне температур от около 100°F до около 430°F.

20. Способ по любому из пп. 11-19, где димерная кислота содержит С12-С24 ненасыщенную жирную кислоту.

[0039] Без дополнительных уточнений полагают, что специалист в данной области техники может, используя настоящее описание, использовать настоящее изобретение в его наиболее полном объеме. Несмотря на то, что были показаны и описаны предпочтительные аспекты изобретения, специалистом в данной области техники могут быть сделаны их модификации без отклонения от сущности и замысла изобретения. Варианты реализации и примеры, приведенные в настоящем описании, являются только примерами и не предназначены для ограничения. Многие вариации и модификации изобретения, приведенного в настоящем описании, являются возможными и находятся в пределах объема настоящего изобретения. В случае, когда прямо указаны числовые диапазоны или ограничения, следует понимать, что такие прямо выраженные диапазоны или ограничения включают итерационные диапазоны или ограничения, как величины, входящие в специально указанные диапазоны или ограничения (к примеру, от около 1 до около 10 включительно, 2, 3, 4, и т.д.; больше чем 0,10 включительно 0,11, 0,12, 0,13, и т.д.). Использование термина "необязательно" в отношении любого пункта формулы изобретения означает, что элемент объекта является обязательным, или альтернативно, не требуется. Предполагается, что оба варианта находятся в пределах объема формулы изобретения. Следует понимать, что использование общих терминов, таких как «содержит», «включает», «имеющий» и т.д., обеспечивает основу для более узких терминов, таких как «состоящий из», «состоящий по существу из», «по существу включающий в себя» и т.д.

[0040] Соответственно, объем охраны не ограничивается описанием, изложенным выше, а ограничивается только следующей формулой изобретения, таким образом, что объем охраны включает все эквиваленты объекта, заявленного в формуле изобретения. Все без исключения пункты включены в описание в качестве варианта реализации настоящего изобретения. Таким образом, формула изобретения представляет собой дополнительно описание и дополнение к предпочтительным вариантам реализации настоящего изобретения. Содержание всех патентов, патентных заявок и публикаций, цитируемых в настоящем описании, включено в настоящее описание посредством ссылки в такой степени, что содержание указанных источников обеспечивает примеры, а также процедурные или другие подробности, дополняющие сведения, изложенные в настоящем документе.

1. Неводная жидкость для технического обслуживания скважин, содержащая реологический модификатор, причём реологический модификатор содержит продукт реакции полисульфида, димерной кислоты и полифункционального амина, причём полифункциональный амин содержит молекулу, содержащую по меньшей мере две аминных группы, и причём неводная жидкость для технического обслуживания скважин содержит буровой раствор на углеводородной основе.

2. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что реологический модификатор присутствует в жидкости для технического обслуживания скважин в количестве от 0,02 до 2,2 мас.% из расчета на общую массу жидкости для технического обслуживания скважин.

3. Жидкость по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что полисульфид включает ди(гидроксиэтил)полисульфиды, ди(гидроксиэтил)дисульфид, ди(гидроксиэтил)трисульфид, ди(гидроксиэтил)тетрасульфид или их гомополимеры, или тем, что полисульфид характеризуется общей Формулой I или Ia


Формула I	Формула Ia

где каждый R, R’ и R’’’ могут быть независимо выбраны из группы, состоящей из водорода и органильной группы, и x имеет среднее значение больше чем 2.

4. Жидкость по п. 2, для которой изменение предела текучести составляет менее чем 20% в диапазоне температур от 100 до 430°F (38-221°C).

5. Жидкость по п. 2, для которой изменение прочности геля составляет менее чем 20% в диапазоне температур от 100 до 430°F (38-221°C).

6. Способ проведения нефтепромысловых процессов, включающий размещение бурового раствора на углеводородной основе, содержащего реологический модификатор, в стволе скважины, причём реологический модификатор содержит продукт реакции полисульфида, димерной кислоты и полифункционального амина, причём полифункциональный амин содержит молекулу, содержащую по меньшей мере две аминных группы.

7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что нефтепромысловые процессы представляют собой нефтепромысловые процессы в море.

8. Способ по п. 6, отличающийся тем, что реологический модификатор присутствует в буровом растворе на углеводородной основе в количестве от 0,02 до 2,2 мас.% из расчета на общую массу жидкости для технического обслуживания скважин.

9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что полисульфид содержит ди(гидроксиэтил)полисульфиды, ди(гидроксиэтил)дисульфид, ди(гидроксиэтил)трисульфид, ди(гидроксиэтил)тетрасульфид или их гомополимеры.

10. Способ по п. 8, отличающийся тем, что буровой раствор на углеводородной основе имеет изменение текучести менее чем 20% в диапазоне температур от 100 до 430°F (38-221°C).

11. Способ по п. 8, отличающийся тем, что буровой раствор на углеводородной основе демонстрирует плоскую реологию.

12. Способ по п. 8, отличающийся тем, что буровой раствор на углеводородной основе подвергают циклическим температурным напряжениям.

13. Способ по п. 8, отличающийся тем, что для бурового раствора на углеводородной основе изменение текучести составляет менее чем 20%.

14. Способ по п. 8, отличающийся тем, что для бурового раствора на углеводородной основе изменение прочности геля составляет менее чем 20% в диапазоне температур от 100 до 430°F (38-221°C).

15. Способ по п. 8, отличающийся тем, что димерная кислота содержит C12-C24 ненасыщенную жирную кислоту.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение селективности и глубины проникающей кислотной обработки пласта, повышение степени промывки призабойной зоны от продуктов реакции и загрязнителей, сокращение времени вывода скважины в режим.

Способ гидравлического разрыва пласта с использованием суспензий сверхлегкого проппанта и потоков газов // 2622573

Изобретение относится к гидравлическому разрыву подземного пласта. Предложен способ гидравлического разрыва подземного пласта, в котором осуществляют ввод в подземный пласт проппантной фазы, содержащей тонкоструктурную однородную пену, содержащую жидкость на водной основе с повышенной вязкостью, имеющую сверхлегкий проппант - СЛП, взвешенный в указанной жидкости, и газообразную среду, составляющую по меньшей мере около 85 об.% комбинации газообразной среды и жидкости на водной основе в тонкоструктурной однородной пене, где диаметр пузырьков в по меньшей мере 70% объема газа тонкоструктурной однородной пены меньше чем или равен 0,18 мм, и проппантную фазу вводят в подземный пласт под давлением, достаточным для образования или расширения трещины.

Синтетический цемент с низкой вязкостью // 2622564

Настоящее изобретение относится к синтетическому цементу, который содержит монофункциональный мономер с низкой вязкостью, дициклопентадиениловый фрагмент, который имеет боковые группы, подверженные свободнорадикальному взаимодействию, 1,3-бутиленгликольдиметакрилат, ненасыщенный стироловый блок-сополимер и пероксидный отвердитель.

Самосуспендирующиеся проппанты для гидравлического разрыва // 2621239

Настоящее изобретение относится к модифицированному проппанту и его применению при гидравлическом разрыве подземного пласта. Модифицированный проппант содержит частицу субстрата проппанта, покрытую гидрогелем полимера, где указанная частица содержит покрытый смолой проппант и усилитель адгезии, скрепляющий их.

Щелочной персульфат для разжижения при низкой температуре загущенной разветвленным полимером технологической жидкости // 2621236

Изобретение относится к добыче нефти или природного газа и их перекачиванию по трубопроводам. Способ разжижения жидкости, обладающей кажущейся вязкостью более 5 сП и применяемой при добыче нефти или природного газа, где жидкость содержит водорастворимый разветвленный полисахарид, растворенный в воде, выбираный из группы, состоящей из ксантана, диутана и любых их производных, и способ включает стадию обеспечения контакта указанной жидкости с одним или несколькими водорастворимыми персульфатами и одним или несколькими сильными основаниями, которую осуществляют при одной или нескольких температурах менее 100°F (37,8°С).

Щелочной персульфат для разжижения при низкой температуре загущенной разветвленным полимером технологической жидкости // 2621233

Изобретение относится к добыче нефти или природного газа. Способ разжижения жидкости, обладающей кажущейся вязкостью более 5 сП и применяемой при добыче нефти или природного газа, содержащей один или несколько водорастворимых синтетических полимеров, выбранных из приведенной группы, включает стадию обеспечения контакта указанной жидкости с одним или несколькими водорастворимыми персульфатами и одним или несколькими сильными основаниями, которую проводят при одной или нескольких температурах менее 100ºF (37,8ºС).

Полилактидные волокна // 2621104

Изобретение относится к полилактидным волокнам, которые ввиду способности быстро разлагаться в определенных условиях, потенциально имеют использование в сельскохозяйственной, лесной, морской и нефтегазовой промышленности.

Способ получения средства для селективного удаления сероводорода и меркаптанов из газов, нефти и нефтепродуктов // 2620792

Изобретение относится к области органической химии и может быть использовано при получении средства для селективного удаления сероводорода и меркаптанов из газов, нефти и нефтепродуктов.

Тампонажный состав для крепления продуктивной зоны скважины // 2620693

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при цементировании эксплуатационных колонн верхних надпродуктивных интервалов труб облегченным тампонажным материалом с добавлением пеностекла.

Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта // 2620685

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны высокообводненных скважин с карбонатным коллектором.

Способ изготовления легковесного кремнезёмистого проппанта и проппант // 2623751

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта. В способе изготовления легковесного кремнеземистого проппанта, включающем сушку и помол компонентов исходной шихты, содержащей материал – источник диоксида кремния в виде кварц-полевошпатного песка, ее грануляцию, обжиг полученных гранул и их рассев, в шихту дополнительно вводят портландцемент при следующем соотношении компонентов, мас.%: кварц-полевошпатный песок - 85–99, портландцемент - 1–15. Кремнеземистый проппант характеризуется тем, что он получен указанным выше способом. Технический результат – снижение разрушаемости проппанта при высоком давлении. 2 н.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр.

Пеноцементный тампонажный материал для крепления скважин // 2623759

Изобретение относится к вспененным тампонажным материалам, применяемым при креплении обсадных колонн. Технический результат: улучшение эксплуатационных характеристик пеноцементного тампонажного материала и повышение технологичности его использования, в частности: получение прочного и долговечного контакта пеноцемента с горной породой и обсадной колонной во всем интервале цементирования за счет улучшения прочностных показателей пеноцемента и повышения его однородности, снижение реологических и фильтрационных характеристик пеноцементного раствора, а также сокращение сроков схватывания. Кроме того, обеспечивается низкая коррозионная активность пеноцементного материала. Пеноцементный тампонажный материал для крепления скважин включает портландцемент, ускоритель схватывания, гидроксиэтилцеллюлозу, пенообразующее поверхностно-активное вещество ПАВ и воду, при этом в качестве пенообразующего ПАВ он содержит оксиэтилированные спирты со степенью оксиэтилирования 6-12 и числом метиленовых групп 10-20, а в качестве ускорителя схватывания - нитрат кальция, или нитрит кальция, или формиат кальция, кроме того, материал дополнительно содержит пластификатор - водорастворимые натриевые или кальциевые соли сульфированных продуктов поликонденсации нафталина с формальдегидом или водорастворимые натриевые или кальциевые соли сульфированных продуктов поликонденсации меламина с формальдегидом, при следующем соотношении компонентов, мас. ч: портландцемент 100, ускоритель схватывания 1,0-3,0, гидроксиэтилцеллюлоза 0,2-0,4, указанный пенообразующий ПАВ 0,2-0,3, указанный пластификатор 0,2-0,3, вода 45,0-48,0. 4 з.п.ф-лы, 3 табл., 1 пр.

Способ деструкции сшитого геля в рабочей жидкости для обработки нефтедобывающих скважин // 2624496

Изобретение относится к обработке нефтедобывающих скважин, а именно к композициям, обеспечивающим деструкцию высоковязких жидкостей на водной основе, применяемых в гидравлическом разрыве пласта – ГРП. В способе деструкции сшитого геля в рабочей жидкости для обработки нефтедобывающих скважин путем радикальной деполимеризации деструкцию сшитого геля осуществляют введением в указанную жидкость, являющуюся водным раствором, включающим не менее одного гидрофильного полимера в качестве гелирующего агента, деструктирующего агента - органического пероксида совместно с активатором - гексацианоферратом калия или комплексом железа с этилендиаминтетраацетатом, затем - по меньшей мере одного сшивающего агента для гидрофильного полимера, обработкой при нагревании с последующей выдержкой до момента окончания радикального разрушения полученного сшитого геля при следующей концентрации указанных компонентов в водном растворе, мас.%: органический пероксид (по активному веществу) 0,005-5, указанный активатор (по активному веществу) 2,5⋅10-6 - 2,5⋅10-2, гелирующий агент 0,08 - 5. Технический результат – обеспечение контролирования по времени полного разрушения сшитого геля на водной основе, применяемого в ГРП, одновременно не требующего процесса изменения и дополнительного подстраивания состава композиции рабочей жидкости ГРП. 8 табл.

Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта // 2625129

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - замедление скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличение степени охвата обработкой пласта, предотвращение образования кольматирующих отложений с усиленным эффектом стабилизации железа, возможность использования для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными коллекторами. Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта содержит, мас.%: растворитель - реагент МИА-пром К 11,0-35,0; эмульгатор - реагент ИТПС-04 Э 1,0-10,0; реагент ИТПС - 708 А 1,1-5,5; соляная кислота остальное. 3 табл., 8 пр.

Использование метилгидроксиэтилцеллюлозы в качестве добавки к цементу // 2625408

Настоящее изобретение относится к способу цементирования трубы или оболочки в газовой скважине, который включает в себя: (а) ввод в ствол скважины цементирующего раствора, включающего в себя воду, цемент и метилгидроксиэтилцеллюлозу (МНЕС) и в котором количество МНЕС находится в интервале от 0,05 до 1,50 процентов по массе цемента, при этом плотность цементирующего раствора находится в интервале от 0,72 г/см3 (6,0 ppg) до 1,74 г/см3 (14,5 ppg), и (b) предоставление возможности раствору затвердеть в твердую массу. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - предотвращение проскальзывания или миграции газа в ствол скважины и улучшение стабильности цементирующего раствора. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 17 пр., 4 табл., 2 ил.

Композиция, включающая соединение алкоксилированного амина и соединение карбоновой кислоты, ее применение в буровых жидкостях типа "вода в масле" и для улучшения свойств текучести на холоде сырой нефти // 2625683

Настоящее изобретение относится к композиции, содержащей соединения аминов, и их применению в буровых жидкостях. Композиция для применения в или в качестве буровой жидкости типа «вода в масле», содержащая: (А) одно или более первичных, вторичных или третичных алкоксилированных соединений аминов, (B) одно или более соединений карбоновых кислот, выбранных из одного или более представителей группы эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с моноспиртами и эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с полиолами, (C) масло, являющееся текучим по меньшей мере при 25°C, (F) воду и дополнительно соли, растворенные в воде в концентрации более 1 мас.%, и композиция является эмульсией типа «вода в масле», в которой масло образует непрерывную фазу, а вода образует дисперсную фазу. Композиция для улучшения свойств текучести на холоде сырой нефти, содержащая: одно или более первичных, вторичных или третичных алкоксилированных соединений аминов, одно или более соединений карбоновых кислот, выбранных из одного или более представителей группы эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с моноспиртами и эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с полиолами, масло, являющееся текучим по меньшей мере при 25°C, воду и дополнительно соли, растворенные в воде в концентрации более 1 мас.%, и композиция является эмульсией типа «вода в масле», в которой масло образует непрерывную фазу, а вода образует дисперсную фазу. Способ бурения буровой скважины с использованием композиции, содержащей компоненты от (А) до (С) и (F), в частности - от (А) до (F) или от (А) до (D) и (F), по любому из пп. 1-15, в качестве буровой жидкости или части буровой жидкости, включающий стадию подачи буровой жидкости в буровую скважину во время операции бурения. Применение указанной выше композиции в качестве буровой жидкости или части буровой жидкости, в частности - при разработке нефтяных и газовых месторождений, в операциях геотермального бурения или в операциях бурения водяных скважин, в форме эмульсии типа «вода в масле». Применение указанной выше композиции в качестве эмульгатора типа «вода в масле». Применение указанной композиции, содержащей компоненты (А), (B), (F) и дополнительно соли, растворенные в (F) в концентрации более 1 мас.%, и композиция является эмульсией типа «вода в масле», в которой (С) образует непрерывную фазу, а (F) образует дисперсную фазу, для повышения текучести тяжелых сырых нефтей или исключительно тяжелых сырых нефтей посредством формирования эмульсий типа «вода в масле» с пониженной вязкостью. Применение композиции, состоящей из (А), (B), в качестве эмульгаторной системы для получения эмульсий типа «вода в масле». Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат – улучшение рабочих характеристик и повышение экологической приемлемости. 7 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 пр., 8 табл.

Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин // 2626097

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин. Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин заключается в том, что в нефтяную добывающую скважину закачивают два реагента. При этом в качестве реагентов используют гранулированный магний, затворенный на безводной нефти в соотношении 50 кг Mg на 1 м3 безводной нефти, и раствор соляной кислоты с концентрацией 24%. При этом вначале в нефтяную добывающую скважину закачивают гранулированный магний, затворенный на безводной нефти. После чего создают промежуточный буфер, закачивая в нефтяную добывающую скважину 0,3 м3 товарной нефти. Затем через промежуточный буфер закачивают раствор соляной кислоты под давлением 20-70 атм. При этом мольное соотношение магния и соляной кислоты обеспечивают в пределах от 1:2,25 до 1:2,70. Техническим результатом является повышение эффективности снижения уровня выноса песка. 1 пр., 4 ил.

Состав и способ приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин // 2626475

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин. Технический результат - повышение пенообразующей способности, обеспечение эффективного удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин при различной минерализации скважинной жидкости, в широком диапазоне содержания углеводородной фазы, сохранение физико-химических свойств пенообразователя при повышенных температурах. Состав для приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин, содержащий поверхностно-активное вещество - ПАВ, мочевину, карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, в качестве ПАВ содержит МОРПЕН, представляющий собой смесь водо- и маслорастворимых алкилсульфатов и сульфоэтоксилатов натрия, при следующем соотношении компонентов, масс. %: МОРПЕН 24,9-28,4, мочевина 71,1-74,6, КМЦ 0,5-1,0. Способ приготовления твердого пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин из указанного выше состава, включающий растворение мочевины в ПАВ МОРПЕН при температура 80-90°С до образования истинного раствора, постепенное введение в полученный раствор при перемешивании КМЦ, а затем заливку полученной смеси в формы и полное отверждение состава. 2 н.п. ф-лы, 5 табл., 4 пр.

Нейтрализующий материал для рекультивации закисленных почв // 2626646

Изобретение может быть использовано при утилизации отходов промышленного производства. Шлак производства феррованадия силикоалюминотермическим способом используют в качестве нейтрализующего материала для рекультивации закисленных почв терриконников. Изобретение позволяет расширить арсенал нейтрализующих материалов, используемых для рекультивации закисленных почв. 2 табл., 1 пр.

Дисперсионная жидкость для бурения и способ добычи полезных ископаемых с помощью дисперсионной жидкости // 2627060

Группа изобретений относится к бурению скважин и разработке месторождений углеводородов. Технический результат – разложение жидкости обработки при конкретных температурных условиях с одновременным ее удешевлением и возможностью использовать ее в больших количествах. Дисперсионную жидкость для бурения получают диспергированием в водной среде способного к гидролизу смоляного материала, содержащего способную к гидролизу в малой степени смолу, способную к гидролизу смолу, ускоряющую разложение эфиров, а также способную к гидролизу смолу, высвобождающую кислоту, в виде полиоксалата. Способ обработки скважины включает в себя операцию ввода указанной выше дисперсионной жидкости в скважину под давлением для осуществления гидролиза способного к гидролизу смоляного материала в воде при температуре не ниже 40°C. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 1 ил., 8 табл.