Полиаминополиамид-эпихлоргидриновые смолы, предназначенные для использования в качестве ингибиторов гидратации глин и глинистых сланцев для буровой промышленности

Группа изобретений относится к бурению скважин. Технический результат – ингибирование набухания глины и глинистого сланца, которые вступают в контакт с текучими средами, использующимися при бурении и строительстве нефтяных и газовых скважин. Композиция буровой текучей среды на водной основе, включающая непрерывную фазу на водной основе; материал реакционноспособных глин или глинистых сланцев; ингибитор гидратации глинистых сланцев, содержащий полиаминополиамид-эпихлоргидриновую смолу, где ингибитор гидратации глинистых сланцев присутствует с концентрацией, достаточной для уменьшения реакционной способности глины или глинистого сланца. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 2 табл.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение относится к ингибиторам гидратации глинистых сланцев для буровой промышленности, говоря конкретно, - к полиаминополиамид-эпихлоргидриновым (ПАЭ) смолам, которые являются эффективными при уменьшении реакционной способности, например, при ингибировании набухания, глины и глинистого сланца, которые вступают в контакт с текучими средами, использующимися при бурении и строительстве нефтяных и газовых скважин для нефтяной промышленности.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

При вращательном бурении скважин буровая текучая среда циркулирует по всей подземной скважине для уноса бурового шлама от буровой головки и для транспортирования данного бурового шлама на поверхность. Одновременно буровая текучая среда охлаждается и очищает буровую головку, а также уменьшает трение между бурильной колонной и пробуренным отверстием и, кроме того, стабилизирует необсаженные интервалы ствола скважины. Обычно буровые текучие среды образуют фильтрационную корку с низкой проницаемостью на стенках ствола скважины в целях формирования закупоривания в связи с какой-либо проницаемостью, связанной с окружающими геологическими формациями.

Буровые текучие среды могут быть классифицированы в соответствии с их основой текучей среды: текучие среды на нефтяной основе, включающие твердые частицы, суспендированные в нефтяной непрерывной фазе, и возможно при использовании нефти могут быть эмульгированы вода или рассол. В альтернативном варианте текучие среды на водной основе включают твердые частицы, суспендированные в воде или рассоле. К буровым жидкостям на водной основе намеренно или другим образом могут быть добавлены различные химические реагенты: а) органические полимеры или глины, использующиеся для придания вязкости и понижения водоотдачи; b) нерастворимые неорганические минералы для увеличения плотности текучей среды, а также содействия уменьшению водоотдачи; с) растворимые соли, использующиеся для увеличения плотности бурового раствора; и d) во время проведения операции бурения в буровой текучей среды может диспергироваться твердая фаза из выбуренной породы.

Твердая фаза из выбуренной породы, которая становится диспергированной в буровой текучей среде, включает буровой шлам от бурения, почву и твердые вещества от окружающей нестабильной породы. В случае образования породой твердых веществ, которые представляют собой глинистые минералы, которые являются реакционноспособными, например, набухают, диспергируются, мигрируют или подвергаются миграции, индуцированной набуханием, это потенциально может ухудшить время бурения и увеличить расходы.

Глины обычно образованы из пластов или слоев алюмосиликатных минералов, содержащих гидроксилы на обнаженной поверхности. Базисная плоскость поверхности глины является отрицательно заряженной, и в силу этого катионы легко адсорбируются на данной поверхности. Данные катионы могут быть обмениваемыми. Замещения в структуре глины и присутствие обмениваемых катионов оказывают воздействие на тенденцию к набуханию глины в воде. Например, гидратация поверхности приводит к набуханию под действием молекул воды, адсорбированных на поверхностях глины. Данным образом может набухать множество типов глин.

Еще один тип набухания называется осмотическим набуханием, когда концентрация межслоевых ионов выщелачивает воду между единичными слоями глины, обеспечивая набухание глины. Только некоторые глины могут подвергаться осмотическому набуханию. Все типы нестабильности глин и глинистых сланцев, такой как набухание, могут приводить к появлению серии проблем. Например, может быть увеличено сопротивление трения между бурильной колонной и сторонами буровой скважины. Это может вызывать появление потерь при жидкостной циркуляции и прихвата бурильной колонны и буровой головки.

Вот почему для промышленности разведки на нефть и газ важной является разработка эффективных ингибиторов нестабильности глин. Настоящее изобретение работает над разрешением данных трудных вопросов.

Известно множество типов ингибиторов гидратации глин, в том числе в случае использования неорганических солей, таких как хлорид калия. Были поданы многочисленные патенты, в которых описываются методики или продукты, которые могут быть использованы для ингибирования набухания глин. Без исчерпывающего обобщения патентной литературы и в порядке примера заявители могут процитировать композиции ингибиторов на основе: а) неорганических фосфатов, описанных в USP 4605068; b) полиалкоксидиаминов и их солей в USP 6484821; 6609578; 6247543 и публикации США № 20030106718; с) холиновых производных, описанных в USP 5908814; d) олигометилендиаминов и их солей в публикации USP 5771971 и публикации США № 20020155956; е) продукта присоединения карбоксиметилцеллюлозы и органического амина в публикации WO 2006/013595; f) 1,2-циклогександиамина и/или их солей в публикации WO 2006/013597; g) солей фосфорнокислотных сложных эфиров оксиалкилированных полиолов в публикации WO 2006/013596; h) комбинации из частично гидролизованного акрилового сополимера, хлорида калия и полианионной целлюлозы в USP 4664818; i) четвертичных аммониевых соединений в публикациях USP 5197544 и 5380706; j) полимеров на основе диалкиламиноалкилметакрилата в публикации USP 7091159; k) водных растворов, содержащих полимер, содержащий гидрофильные и гидрофобные группы, в публикации USP 5728653; и l) продукта реакции между полигидроксиалканом и алкиленоксидом в публикации USP 6544933.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение представляет собой композицию буровой текучей среды на водной основе и способ использования упомянутой композиции буровой текучей среды на водной основе для уменьшения реакционной способности, такой как набухание, глин и глинистых сланцев при проведении операций бурения, где буровая текучая среда на водной основе включает непрерывную фазу на водной основе, материал реакционноспособных глин или глинистых сланцев и ингибитор гидратации глинистых сланцев, содержащий полиаминополиамид-эпихлоргидриновую смолу, предпочтительно упомянутая полиаминополиамид-эпихлоргидриновая смола представляет собой продукт реакции для алифатического полиамина, алифатической поликарбоновой кислоты и эпихлоргидрина.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения, описанном выше в настоящем документе, алифатический полиамин представляет собой диэтилентриамин (ДЭТА), одно или более родственных соединений триэтилентетраамина (ТЭТА), одно или более родственных соединений тетраэтиленпентаамина (ТЭПА), одно или более родственных соединений пентаэтиленгексаамина (ПЭГА), дипропилентриамин (ДПТА), линейный трипропилентетраамин (Л-ТПТА), бис(2-пиперазин-1-илэтил)амин (БПЭА) или их смеси, а алифатическая поликарбоновая кислота представляет собой щавелевую кислоту, малоновую кислоту, янтарную кислоту, яблочную кислоту, винную кислоту, глутаровую кислоту, адипиновую кислоту, пимелиновую кислоту, пробковую кислоту, азелаиновую кислоту, себациновую кислоту, лимонную кислоту, изолимонную кислоту, пропан-1,2,3-дикарбоновые кислоты или их смеси.

Предпочтительно продукт реакции между алифатическим полиамином и алифатической поликарбоновой кислотой, который впоследствии вводят в реакцию с эпихлоргидрином для получения соединения ингибирования гидратации глинистых сланцев настоящего изобретения, описанного выше в настоящем документе, является продуктом реакции между адипиновой кислотой и соединением ДЭТА, адипиновой кислотой и соединением ТЭТА, адипиновой кислотой и соединением Л-ТЭТА, адипиновой кислотой и смесью из соединений ДЭТА и ТЭТА, адипиновой кислотой и смесью из соединений ДЭТА и Л-ТЭТА, адипиновой кислотой и смесью из соединений ТЭТА и Л-ТЭТА или адипиновой кислотой и смесью из соединений ТЭТА, и Л-ТЭТА, и ДЭТА.

К буровым жидкостям на водной основе намеренно или другим образом могут быть добавлены различные химические реагенты: а) органические полимеры или глины, использующиеся для придания вязкости и понижения водоотдачи; b) нерастворимые неорганические минералы для увеличения плотности текучей среды, а также содействия уменьшению водоотдачи; с) растворимые соли, использующиеся для увеличения плотности бурового раствора; и d) во время проведения операции бурения в буровой текучей среде может быть диспергирована твердая фаза из выбуренной породы.

Твердые вещества, которые диспергируются в текучей среде, включают буровой шлам от проведения операции бурения и из нестабильных окружающих геологических формаций. Например, буровая текучая среда на водной основе, описанная выше в настоящем документе, необязательно может, кроме того, содержать один или более представителей, выбираемых из понизителя водоотдачи, утяжеляющего материала, увеличителя вязкости, тампонирующего агента, агента, препятствующего зашламованию буровой головки, диспергатора, смазочного вещества, ингибитора коррозии, противовспенивателя, солей, поверхностно-активного вещества или суспендирующего вещества.

Водная фаза буровой текучей среды на водной основе, описанной выше в настоящем документе, предпочтительно представляет собой пресную воду, соленую воду, рассол, смеси из воды и растворимых в воде органических соединений или их смеси.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится к буровой текучей среде на водной основе, предназначенной для использования при бурении скважин через породу, содержащую глину или глинистый сланец, которая является нестабильной (иногда обозначаемой как материал реакционноспособных глин или глинистых сланцев) и, например, может набухать в присутствии воды. В общем случае буровая текучая среда настоящего изобретения включает ингибитор гидратации глинистых сланцев и непрерывную водную фазу. Как это описывается ниже, буровые текучие среды настоящего изобретения также могут включать и дополнительные компоненты, такие как понизитель водоотдачи, утяжеляющий материал, увеличитель вязкости, тампонирующий агент, агент, препятствующий зашламованию буровой головки, диспергатор, смазочное вещество, ингибитор коррозии, противовспениватель, соли, поверхностно-активное вещество или суспендирующее вещество и тому подобное, что может быть добавлено к буровой текучей среде на водной основе.

Во время бурения скважин буровая текучая среда циркулирует вниз по бурильной колонне, через буровую головку и обратно на поверхность для регенерации и повторного использования. Буровая текучая среда суспендирует буровой шлам, который образуется в процессе бурения, и транспортирует буровой шлам на поверхность. В то же самое время буровая текучая среда охлаждается и очищает буровую головку, уменьшает трение между буровой трубой и стенками ствола буровой скважины и стабилизирует интервалы ствола скважины, которые подвержены обрушению.

Обычно буровые текучие среды образуют на стенках ствола скважины фильтрационную корку с низкой проницаемостью, которая предотвращает утечку в окружающие геологические формации и предотвращает избыточные потери жидкой фазы самой буровой текучей среды. Буровые текучие среды могут быть классифицированы в соответствии с природой их непрерывной жидкой фазы. Существуют буровые текучие среды на нефтяной основе, иногда обозначаемые как буровые растворы на нефтяной основе (БРНО), в которых твердые вещества суспендированы в непрерывной маслянистой фазе, и в маслянистой фазе необязательно эмульгируют фазу воды или рассола. В альтернативном варианте буровые текучие среды на водной основе, иногда обозначаемые как буровые растворы на водной основе (БРВО), содержат твердые вещества, суспендированные в воде или рассоле.

В случае столкновения при проведении операции бурения с набухаемыми или реакционноспособными глиноподобными материалами они могут ухудшить время бурения и увеличить расходы. Существуют различные типы глин и глинистых сланцев, которые набухают, диспергируются и/или мигрируют, и они могут вызывать появление многочисленных эксплуатационных проблем. Для целей данной заявки термин «глина» определяют как широкий ассортимент филлосиликатных минералов, обогащенных оксидами и гидроксидами кремния и алюминия, которые включают различные количества водного остатка, иллюстративно включающих каолинит, бентонит, диккит, галлуазит, хризотил, лизардит, амезит, тальк, монтмориллонит, бейделлит, сапонит, гекторит, сауконит, вермикулит, мусковит, парагонит, флогопит, биотит, лепидолит, маргарит, клинтонит, анандит, донбассит, кукеит, судоит, клиноклилор, шамозит, нимит, гидроталькит, мейкснерит, стевенсит, нонтронит, накрит, гидробиотит, глауконит, иллит, браммалит, хлорит, аттапульгит и сепиолит. Уровень содержания глины для пород может быть образован по существу одним видом глинистого минерала или несколькими видами, в том числе смешаннослойными типами глины.

Кроме того, в целях данной заявки термин «глинистый сланец» определяют как обозначение мелкозернистой осадочной горной породы, образованной в результате уплотнения глины, ила или грязи. Она характеризуется тонкопереслаивающейся структурой, которая обеспечивает наличие трещин, параллельных напластованию, вдоль которых горная порода может легко разрушаться. В соответствии с использованием в настоящем документе термин «глинистый сланец» также определяют для обозначения материалов, которые могут «набухать» или увеличиваться в объеме или диспергироваться или мигрировать при воздействии воды. Реакционноспособный глинистый сланец может создавать проблемы во время проведения операций бурения вследствие, помимо прочего, его тенденции к разрушению при воздействии водных сред, таких как буровые текучие среды на водной основе. Данное разрушение, у которого набухание является одним примером, может в результате приводить к получению нежелательных условий бурения и созданию нежелательных помех для буровой текучей среды. Например, разрушение глинистого сланца может создавать помехи для попыток сохранения целостности бурового шлама, перемещающегося вверх по стволу скважины, вплоть до такого времени, когда буровой шлам может быть удален при использовании оборудования для удаления твердой фазы из бурового раствора, расположенного на поверхности.

Кроме того, для целей данной заявки термин «ингибитор гидратации глинистых сланцев» относится к агенту, который оказывает положительное воздействие на реакционную способность реакционноспособных глины или глинистого сланца (например, уменьшает ее) в результате уменьшения одного или нескольких параметров, выбираемых из величины набухания, диспергирования, миграции, миграции, индуцированной набуханием, и тому подобного в присутствии воды.

Набухание увеличивает трение между буровой трубой и стенками ствола буровой скважины, вызывает появление потерь буровой текучей среды и прихвата между буровой трубой и стенками ствола буровой скважины. Кроме того, негативное воздействие на проведение операций бурения оказывают и другие формы нестабильности глинистых сланцев, такие как диспергирование, миграция, миграция, индуцированная набуханием, и тому подобное. По этой причине для нефтяной и газовой отраслей промышленности важной является разработка ингибиторов набухания для глин и глинистых сланцев. Изобретение ведет работу в данном направлении для разрешения данных проблем.

Как это теперь было установлено, подходящие для использования полиаминополиамид-эпихлоргидриновые (ПАЭ) смолы демонстрируют эффективные эксплуатационные характеристики в качестве ингибиторов гидратации глинистых сланцев при оказании положительного воздействия на реакционную способность глины и/или глинистого сланца. Полиаминополиамид-эпихлоргидриновые (ПАЭ) смолы хорошо известны, например, см. публикацию USP 2926154 и публикацию США № 2012/0199299, обе из которых во всей своей полноте посредством ссылки включаются в настоящий документ. Буровые текучие среды на водной основе, содержащие ингибитор гидратации глинистых сланцев настоящего изобретения, как было выявлено, представляют собой превосходные ингибиторы гидратации глинистых сланцев для нефтяной промышленности, являясь способными эффективно ингибировать набухание глин и глинистых сланцев в процессах бурения и в подземных формациях.

Ингибиторы гидратации глинистых сланцев настоящего изобретения представляют собой полиаминополиамид-эпихлоргидриновые смолы. Полиаминополиамид-эпихлоргидриновые смолы, подходящие для использования в настоящем изобретении, являются растворимыми в воде катионными термоотверждающимися смолами, обычно получаемыми в результате проведения реакции между одним или несколькими полиалкиленполиаминами, содержащими вторичные аминовые группы, и одним или несколькими производными поликарбоновой кислоты для получения полиаминоамида, а после этого проведения реакции между полиаминополиамидом и эпихлоргидрином для получения полиаминополиамид-эпихлоргидриновой смолы.

Полиаминополиамидную основную цепь полиаминополиамид-эпихлоргидриновой смолы в общем случае получают в результате конденсационной полимеризации одного или нескольких производных органической поликарбоновой кислоты и одного или нескольких полиалкиленполиаминов в условиях, подходящих для использования при получении длинноцепочечных полиамидов, предпочтительно при температурах больших, чем приблизительно 130°С, в течение нескольких часов при удалении воды или спиртовых побочных продуктов. В общем случае используют количество производного органической кислоты, достаточное для проведения реакции по существу со всеми первичными аминогруппами, но недостаточное для проведения реакции в любой значительной степени с вторичными аминогруппами полиалкиленполиамина.

Синтез полиаминополиамида в общем случае проводят без примесей, хотя для облегчения перемешивания мономеров может быть добавлено некоторое количество воды (в диапазоне от 10 до 20 процентов при расчете на мономеры), которое может быть удалено вместе с водой поликонденсации.

Полиаминополиамид-эпихлоргидриновые смолы предпочтительно представляют собой продукт реакции между алифатическим полиамином и алифатической поликарбоновой кислотой, который после этого подвергают обработке эпихлоргидрином. Алифатическая поликарбоновая кислота предпочтительно описывается следующей далее формулой:

где Z представляет собой (СН2)х, а х представляет собой целое число в диапазоне от 0 до 8,

или

Z описывается следующей далее формулой:

где каждый у независимо представляет собой целое число в диапазоне от 0 до 8, а R1, R2 и R3 независимо представляют собой Н или ОН.

Предпочтительные алифатические поликарбоновые кислоты включают щавелевую кислоту, малоновую кислоту, янтарную кислоту, яблочную кислоту, винную кислоту, глутаровую кислоту, адипиновую кислоту, пимелиновую кислоту, пробковую кислоту, азелаиновую кислоту, себациновую кислоту, лимонную кислоту, изолимонную кислоту, пропан-1,2,3-дикарбоновые кислоты и их смеси.

Подходящие для использования алифатические полиамины, пригодные в настоящем изобретении, описываются следующими далее формулами, но без ограничения только этим:

где каждый W независимо представляет собой (СН2)s, а s представляет собой целое число в диапазоне от 2 до 8, и р представляет собой целое число в диапазоне от 1 до 8;

где R4 представляет собой Н, а R5 представляет собой -СН2СН2NH2, R4 представляет собой -СН2СН2NH2, а R5 представляет собой Н или R4 представляет собой

а R5 представляет собой Н;

или их смеси.

Примерами алифатических полиаминов, подходящих для использования, являются диэтилентриамин (ДЭТА); бис(2-пиперазин-1-илэтил)амин (БПЭА); триэтилентетраамин (одно конкретное родственное соединение или их смеси (ТЭТА)), предпочтительно линейный триэтилентетраамин (Л-ТЭТА); тетраэтиленпентаамин (одно конкретное родственное соединение или их смеси (ТЭПА)), линейный тетраэтиленпентаамин (Л-ТЭПА); пентаэтиленгексаамин (одно конкретное родственное соединение или их смеси (ПЭГА)); дипропилентриамин (ДПТА) и линейный трипропилентетраамин (Л-ТПТА).

Некоторые полиамины могут включать одно или более родственных соединений, например, соединение ТЭТА может включать смесь из одного или нескольких следующих далее родственных соединений:

или

При превращении полиаминополиамидной смолы, полученной в соответствии с представленным выше описанием, в катионную термоотверждающуюся смолу ее вводят в реакцию с эпихлоргидрином при температуре в диапазоне от 25°С до 100°С, а предпочтительно от 35°С до 70°С, вплоть до достижения вязкостью раствора, содержащего 20 процентов твердых веществ, при 25°С приблизительно С и более по шкале Гарднера-Хольдта. Данную реакцию предпочтительно проводят в водном растворе для сдерживания прохождения реакции. Хотя это и не требуется, но для увеличения или уменьшения скорости сшивания может быть проведено регулирование значения рН.

Полиаминополиамид-эпихлоргидриновые смолы настоящего изобретения представляют собой продукт (продукты) реакции между алифатической поликарбоновой кислотой и алифатическим полиамином. В некоторых случаях алифатический полиамин может включать более чем одно родственное соединение, описывающееся подобной химической формулой. Как это определяется в настоящем документе, для обозначения смеси, содержащей более чем одно родственное соединение полиамина, используют общее химическое наименование для алифатического полиамина, описывающегося конкретной химической формулой, например, смесь любой комбинации из четырех триэтилентетрааминовых родственных соединений, проиллюстрированных выше в настоящем документе, обозначают как триэтилентетраамин или ТЭТА. В то время как, когда конкретно указываются отдельные родственные соединения, например, в случае желательности только линейного родственного соединения ТЭТА (VI), его обозначают как линейный триэтилентетраамин или Л-ТЭТА. В случае желательности только линейного родственного соединения трипропилентетраамина его будут обозначать как линейный трипропилентетраамин или Л-ТПТА. В случае введения алифатического полиамина, включающего более чем одно родственное соединение, в реакцию с алифатической поликарбоновой кислотой продукт реакции обязательно будет содержать смесь из полиаминополиамидных смол.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения предложенный продукт реакции для адипиновой кислоты, соединения ДЭТА и эпихлоргидрина представляется следующей далее схемой:

где среднемассовая степень полимеризации (m) находится в диапазоне от 1 до 3200, предпочтительно от 5 до 1000, более предпочтительно от 15 до 300, более предпочтительно от 25 до 135, а еще более предпочтительно от 35 до 100.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения предложенный продукт реакции для адипиновой кислоты, соединений ДЭТА, Л-ТЭТА и эпихлоргидрина представляется следующей далее схемой:

где в случае равенства n 1 среднемассовая степень полимеризации (m) будет находиться в диапазоне от 1 до 3200, предпочтительно от 5 до 1000, более предпочтительно от 15 до 300, более предпочтительно от 25 до 135, а еще более предпочтительно от 35 до 100, а в случае равенства n 2 среднемассовая степень полимеризации (m) будет находиться в диапазоне от 1 до 2700, предпочтительно от 5 до 1000, более предпочтительно от 10 до 200, более предпочтительно от 20 до 100, а еще более предпочтительно от 25 до 65.

В некоторых случаях желательно увеличить интервал между вторичными аминогруппами на полиамидной молекуле в целях изменения реакционной способности полиаминополиамид-эпихлоргидринового комплекса. Это может быть осуществлено в результате замещения части полиалкиленполиамина на диамин, такой как этилендиамин, пропилендиамин, гексаметилендиамин и тому подобное. Для этой цели вплоть до приблизительно 80 процентов полиалкиленполиамина могут быть замещены на молекулярно эквивалентное количество диамина. Обычно данной цели будет служить замещение приблизительно 50 процентов и менее.

Предпочтительно молярное соотношение между функциональностью первичного амина и функциональностью карбоновой кислоты в продукте реакции между полиамином и алифатической поликарбоновой кислотой находится в диапазоне от 0,2:1 до 1,8:1, более предпочтительно от 0,5:1 до 1,5:1, а еще более предпочтительно от 0,8:1 до 1,2:1.

Предпочтительно соотношение между полиаминополиамидом и эпихлоргидрином при расчете на уровень содержания вторичного амина в полиамине находится в диапазоне от 1:0,25 до 1:2.

Подходящие для использования полиаминополиамидные смолы могут характеризоваться широким молекулярно-массовым распределением, включающим молекулы, имеющие кажущуюся молекулярную массу по отношению к полиэтиленгликолевым и полиэтиленоксидным стандартам, доходящую вплоть до 895000 г/моль. Вычисления молекулярной массы предпочтительно проводят при использовании обычной эксклюзионной хроматографии размеров, использующей полиэтиленгликолевые и полиэтиленоксидные стандарты молекулярной массы, две колонки эксклюзионной хроматографии размеров Tosoh Bioscience G5000 PWXL-CP в качестве сепарационных сред и рефрактометрический детектор Wyatt Optilab T-rEX для измерения концентрации.

Молекулярная масса полиаминополиамидного полимера варьируется в соответствии с температурой реакции, конкретными мономерами, использующимися для реакции, их соотношением и временем реакции. Время реакции отчасти определяет молекулярную массу промежуточного полимера, где более продолжительное время реакции в общем случае соответствует более высокой молекулярной массе. Время реакции может быть отрегулировано для получения промежуточного полимера, имеющего молекулярную массу, надлежащую для желательной области применения. Обычно в начале реакции полимеризационная смесь может быть пастообразной, но по мере протекания реакции полимеризации содержимое реакционной емкости становится прозрачным и вязкость увеличивается. Из полимеризационной смеси может быть отобран образец и может быть проведено определение вязкости. В общем случае образование надлежащего промежуточного полимера в результате приводит к получению прозрачного раствора после добавления воды, имеющего вязкость по Брукфильду, составляющую приблизительно 135-195 сПз, а предпочтительно 150-180 сПз.

Предпочтительно упомянутые широкие молекулярно-массовые распределения полиаминополиамида могут характеризоваться среднечисленной молекулярной массой (Mn), равной или большей 400, предпочтительно равной или большей 550, а более предпочтительно равной или большей 700. Предпочтительно упомянутое широкое молекулярно-массовое распределение полиаминополиамида может характеризоваться среднечисленной молекулярной массой, равной или меньшей 2500, предпочтительно равной или меньшей 1500, а более предпочтительно равной или меньшей 1100.

Предпочтительно упомянутое широкое молекулярно-массовое распределение полиаминополиамида может характеризоваться среднемассовой молекулярной массой (Mw), равной или большей 5000, предпочтительно равной или большей 8000, а более предпочтительно равной или большей 12000. Предпочтительно упомянутое широкое молекулярно-массовое распределение полиаминополиамида может характеризоваться среднемассовой молекулярной массой, равной или меньшей 95000, предпочтительно равной или меньшей 45000, а более предпочтительно равной или меньшей 30000.

Предпочтительно полидисперсность (Mw/Mn) для полиаминополиамидной смолы настоящего изобретения является равной или большей 2, предпочтительно равной или большей 5, а более предпочтительно равной или большей 10. Предпочтительно величина Mw/Mn для полиаминополиамидной смолы настоящего изобретения является равной или меньшей 250, предпочтительно равной или меньшей 100, а более предпочтительно равной или меньшей 50.

Ингибитор гидратации глинистых сланцев должен присутствовать с концентрацией, достаточной для подавления любого одного или обоих набуханий, выбираемых из набухания на основе гидратации поверхности и/или набухания на основе осмоса для глины или глинистого сланца. Точное количество ингибитора гидратации глинистых сланцев, присутствующего в конкретной рецептуре буровой текучей среды, может быть определено по методу проб и ошибок для испытания комбинации из буровой текучей среды и встретившейся формации глинистых сланцев. Однако в общем случае ингибитор гидратации глинистых сланцев настоящего изобретения может быть использован в буровых жидкостях с концентрацией в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 18 фунтов при расчете на один баррель (фунт/баррель или фунт на баррель) (от приблизительно 2,853 до приблизительно 51,354 кг/м3), а более предпочтительно с концентрацией в диапазоне от приблизительно 2 до приблизительно 12 фунтов при расчете на один баррель (от приблизительно 5,706 до приблизительно 34,236 кг/м3) для буровой текучей среды.

Буровой раствор на водной основе включает непрерывную фазу на водной основе и может включать одну или более обычно использующихся добавок, хорошо известных для специалистов в соответствующей области техники, таких как понизитель водоотдачи, утяжеляющий материал, увеличитель вязкости, тампонирующий агент, агент, препятствующий зашламованию буровой головки, диспергатор, смазочное вещество, ингибитор коррозии, противовспениватель, соли, поверхностно-активное вещество или суспендирующее вещество. Подходящие для использования понизители водоотдачи представляют собой органические полимеры, крахмалы, целлюлозные полимеры и их смеси. Подходящие для использования утяжеляющие материалы могут быть выбраны из: барита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, карбоната магния, магниевых органических и неорганических солей, хлорида кальция, бромида кальция, хлорида магния, галогенидов цинка, формиатов щелочных металлов, нитратов щелочных металлов и их комбинаций.

Непрерывная фаза на водной основе в общем случае может быть любой фазой текучей среды на водной основе, которая является совместимой с рецептурой буровой текучей среды и совместимой с ингибиторами гидратации глинистых сланцев, описанными в настоящем документе. В одном предпочтительном варианте осуществления непрерывную фазу на водной основе выбирают из: пресной воды, соленой воды, рассола, смесей из воды и растворимых в воде органических соединений и их смесей. Количество непрерывной фазы на водной основе должно быть достаточным для получения буровой текучей среды на водной основе. Данное количество может находиться в диапазоне от без малого 100 процентов буровой текучей среды до менее чем 30 процентов буровой текучей среды при расчете на объем. Предпочтительно непрерывная фаза на водной основе присутствует в количестве в диапазоне от приблизительно 95 процентов до приблизительно 30 процентов при расчете на объем, а предпочтительно от приблизительно 90 процентов до приблизительно 40 процентов при расчете на объем буровой текучей среды.

ПРИМЕРЫ

Примерами от 1 до 4 являются полиаминополиамид-эпихлоргидриновые (ПАЭ) смолы, полученные при использовании следующей далее методики, где количество каждого реагента приводится в таблице 1: адипиновую кислоту (технический сорт от компании Rankem Labs) и 200 г воды (деионизированной воды) добавляют в круглодонную колбу, снабженную перемешивающим устройством. К данной смеси при приблизительно 120°С покапельно добавляют определенное количество алифатического полиамина (полиаминов). После завершения добавления реакционной массе дают возможность прореагировать в течение приблизительно 2 часов. После этого массе дают возможность охладиться до приблизительно 60°С, затем добавляют дополнительные 200 граммов воды с последующим добавлением эпихлоргидрина («эпи»), который добавляют покапельно. Содержимое выдерживают при 60°С при перемешивании. Реакции дают возможность протекать до завершения в течение 2 часов. Конечный продукт представляет собой водный раствор полиамид-эпихлоргидриновой смолы. Характеристики алифатического полиамина и смолы для примеров от 1 до 4 представлены в таблице 1. Для примера 4 два алифатических полиамина перемешивают друг с другом перед покапельным добавлением к реакционной смеси. В таблице 1:

«ДЭТА» представляет собой диэтилентриамин, доступный в компании The Dow Chemical Company;

«Л-ТЭТА» представляет собой линейный триэтилентетраамин, доступный в компании The Dow Chemical Company; и

«ТЭТА» представляет собой смесь из родственных соединений триэтилентетраамина, обладающего структурами VI, VII, VII и IX, в количествах, составляющих приблизительно 67, 4, 17 и 10 массовых процентов соответственно (при этом балансовое количество образуют другие амины), доступную в компании The Dow Chemical Company.

Количество воды в продукте определяют и регистрируют в виде процента при расчете на совокупную массу продукта реакции.

Молекулярную массу определяют при использовании обычной эксклюзионной хроматографии размеров, использующей полиэтиленгликолевые и полиэтиленоксидные стандарты молекулярной массы, две колонки эксклюзионной хроматографии размеров Tosoh Bioscience G5000 PWXL-CP в качестве сепарационных сред и рефрактометрический детектор Wyatt Optilab T-rEX для измерения концентрации, и регистрируют в виде среднемассовой молекулярной массы в г/моль.

Таблица 1
Пример Амин Амин,
г
Адипи-новая кислота, г Эпи,
г
Уровень содер-жания воды, % ММ, г/моль
ДЭТА 30 48,19 32,15 80,2 27900
Л-ТЭТА 30 34,02 44,88 83,8 14000
ТЭТА 34 38,56 29,36 78,5 20000
ДЭТА:
Л-ТЭТА
24:6 45,35 34,54 80,8 80000

Примерами от 6 до 9 являются ингибиторы гидратации глинистых сланцев на основе полиаминополиамид-эпихлоргидриновой смолы настоящего изобретения (примеры от 1 до 4 соответственно), подвергнутые испытанию на базовом образце материала для приготовления бурового раствора (пример 5). Базовый образец материала для приготовления бурового раствора содержит пресную воду (348 мл), ксантановый полимер (1,2 фунта при расчете на один баррель (фунт на баррель) (3,424 кг/м3)), полианионную целлюлозу (1,5 фунта на баррель (4,280 кг/м3)), количество гидроксида натрия, обеспечивающее получение рН 10, и 50 г бурового шлама на основе лондонской глины с размерами в диапазоне от 2 до 4 мм (из выхода пород на поверхность в Соединенном Королевстве) для получения одного эквивалент-барреля (то есть 1 г на 350 мл = 1 фунт при расчете на один баррель (фунт на баррель)) базового бурового раствора. В колбу, содержащую образец материала из ствола скважины, добавляют четыре процента заданного ингибитора гидратации глинистых сланцев на основе полиаминополиамид-эпихлоргидриновой смолы. Пример 5 представляет собой базовый образец материала для приготовления бурового раствора при отсутствии добавленного ингибитора гидратации глинистых сланцев. Проценты получают при расчете на массу совокупной композиции.

Степень извлечения бурового шлама определяют в результате закрытия и перемешивания проб в упомянутых колбах при 185°F (85,0°С) в течение 16 часов. После перемешивания проб колбы охлаждают до температуры окружающей среды (в диапазоне от 68°F (20,0°C) до 77°F (25,0°С)) и буровой шлам аккуратно выливают на сито при 2 мм и осторожно промывают при использовании пресной воды. Буровой шлам промокают досуха и располагают в тарированной лодочке и измеряют массу во влажном состоянии («массу при содержании воды»). После этого буровой шлам высушивают в течение ночи и измеряют уровень содержания массы в сухом состоянии («массу извлечения»):

масса извлечения/масса при содержании воды × 100 = процентная степень извлечения.

Твердость бурового шлама определяют в соответствии с той же самой, описанной выше методикой, но при использовании дублирующего комплекта колб, буровой шлам, выделенный непосредственно перед высушиванием в печи, переводят в установку для измерения твердости и для каждого полного оборота регистрируют величину крутящего момента (фунт-сила-дюйм (фунт-сила*дюйм) (0,113 н-м)), требуемую для экструдирования бурового шлама через небольшие отверстия, расположенные в нижней части ячейки для испытаний. Использующуюся установку для измерения твердости изготавливают по специальному заказу, но такие устройства хорошо известны, например, см. публикации: Aston, M. S.; Elliot, G. P. Water-Based Glycol Drilling Muds: Shale Inhibition Mechanisms, Paper 28818; Presented at the SPE European Petroleum Conference, London, 25-27 October 1994 и Patel, A. D. Design and Development of Quaternary Amine Compounds: Shale Inhibition with Improved Environmental Profile, Paper 121737; Presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, The Woodlands, 20-22 April 2009. Максимальное показание измерительного прибора у установки для измерения твердости составляет 300 фунт-сила-дюйм (33,895 н-м). Значения твердости, приведенные в таблице 2, представлены в виде достигаемого максимального крутящего момента (максимума крутящего момента) и количества оборотов, требуемых для достижения максимального крутящего момента.

Степень извлечения, эксплуатационные характеристики твердости и уровень содержания воды для бурового шлама из примеров от 5 до 9 обобщенно представлены в таблице 2. Преимуществами пользуются добавки, которые способны сохранять твердость глинистых сланцев и, таким образом, обеспечивать более высокую стойкость к экструдированию. Более высокая степень извлечения обозначает то, что глинистый сланец делается менее реакционноспособным (например, диспергируемым) и более стабильным. Более высокие стойкость или степень извлечения означают лучшее сохранение целостности или прочности глинистого сланца при воздействии буровой текучей среды. Уровень содержания воды определяют в результате сопоставления массы во влажном состоянии с массой в сухом состоянии.

Таблица 2
Пример Полиаминополиамидэпихлоргидриновая смола %-ная степень извлечения % воды Твердость, максимум крутящего момента (фунт-сила*дюйм (н-м))×количество оборотов
5* Отсутствует 4 38,7 0(0)×15
6 Пример 1 95 35,9 300**
(33,895)×9
7 Пример 2 93,1 36,2 300** (33,895)×5
8 Пример 3 93,4 34,7 300** (33,895)×2
9 Пример 4 92,9 36,9 300** (33,895)×7
* Не является примером настоящего изобретения
** Максимум крутящего момента для образца превышает верхний предел (300 фунт-сила-дюйм (33,895 н-м)) измерительного прибора устройства для измерения твердости

1. Композиция буровой текучей среды на водной основе, включающая:

i) непрерывную фазу на водной основе;

ii) материал реакционноспособных глин или глинистых сланцев; и

iii) ингибитор гидратации глинистых сланцев, содержащий полиаминополиамид-эпихлоргидриновую смолу,

где ингибитор гидратации глинистых сланцев присутствует с концентрацией, достаточной для уменьшения реакционной способности глины или глинистого сланца.

2. Композиция по п. 1, где полиаминополиамид-эпихлоргидриновая смола представляет собой продукт реакции

а) алифатического полиамина,

b) алифатической поликарбоновой кислоты и

c) эпихлоргидрина.

3. Композиция по п. 2, где

а) алифатический полиамин представляет собой диэтилентриамин (ДЭТА), бис(2-пиперазин-1-илэтил)амин (БПЭА), одно или более родственных соединений триэтилентетраамина (ТЭТА), одно или более родственных соединений тетраэтиленпентаамина (ТЭПА), одно или более родственных соединений пентаэтиленгексаамина (ПЭГА), дипропилентриамин (ДПТА) или их смеси, и

b) алифатическая поликарбоновая кислота представляет собой малоновую кислоту, янтарную кислоту, глутаровую кислоту, адипиновую кислоту, пимелиновую кислоту, пробковую кислоту, азелаиновую кислоту, себациновую кислоту, лимонную кислоту, изолимонную кислоту, пропан-1,2,3-дикарбоновые кислоты или их смеси.

4. Композиция по п. 2, представляющая собой продукт реакции между адипиновой кислотой и соединением ДЭТА, адипиновой кислотой и соединением ТЭТА, адипиновой кислотой и соединением Л-ТЭТА, адипиновой кислотой и смесью из соединений ДЭТА и ТЭТА, адипиновой кислотой и смесью из соединений ДЭТА и Л-ТЭТА, адипиновой кислотой и смесью из соединений ТЭТА и Л-ТЭТА или адипиновой кислотой и смесью из соединений ТЭТА, Л-ТЭТА и ДЭТА.

5. Композиция по п. 1, кроме того, содержащая один или более представителей, выбираемых из понизителя водоотдачи, утяжеляющего материала, увеличителя вязкости, тампонирующего агента, агента, препятствующего зашламованию буровой головки, диспергатора, смазочного вещества, ингибитора коррозии, противовспенивателя, солей, поверхностно-активного вещества или суспендирующего вещества.

6. Композиция по п. 1, где непрерывная фаза на водной основе представляет собой пресную воду, соленую воду, рассол, смеси из воды и растворимых в воде органических соединений или их смеси.

7. Способ уменьшения реакционной способности глин и глинистых сланцев при проведении операций бурения, включающий использование буровой текучей среды на водной основе, включающей ингибитор гидратации глинистых сланцев, содержащий полиаминополиамид-эпихлоргидриновую смолу, где ингибитор гидратации глинистых сланцев присутствует с концентрацией, достаточной для уменьшения реакционной способности глины или глинистого сланца.

8. Способ по п. 7, где полиаминополиамид-эпихлоргидриновая смола представляет собой продукт реакции

а) алифатического полиамина,

b) алифатической поликарбоновой кислоты

и

c) эпихлоргидрина.

9. Способ по п. 7, где

а) алифатический полиамин представляет собой диэтилентриамин (ДЭТА), бис(2-пиперазин-1-илэтил)амин (БПЭА), одно или более родственных соединений триэтилентетраамина (ТЭТА), одно или более родственных соединений тетраэтиленпентаамина (ТЭПА), одно или более родственных соединений пентаэтиленгексаамина (ПЭГА), дипропилентриамин (ДПТА) или их смеси, и

b) алифатическая поликарбоновая кислота представляет собой малоновую кислоту, янтарную кислоту, глутаровую кислоту, адипиновую кислоту, пимелиновую кислоту, пробковую кислоту, азелаиновую кислоту, себациновую кислоту, лимонную кислоту, изолимонную кислоту, пропан-1,2,3-дикарбоновые кислоты или их смеси.

10. Способ по п. 8, где полиаминополиамид-эпихлоргидриновая смола представляет собой продукт реакции между адипиновой кислотой и соединением ДЭТА, адипиновой кислотой и соединением ТЭТА, адипиновой кислотой и соединением Л-ТЭТА, адипиновой кислотой и смесью из соединений ДЭТА и ТЭТА, адипиновой кислотой и смесью из соединений ДЭТА и Л-ТЭТА, адипиновой кислотой и смесью из соединений ТЭТА и Л-ТЭТА или адипиновой кислотой и смесью из соединений ТЭТА, Л-ТЭТА и ДЭТА.

11. Способ по п. 7, кроме того, включающий один или более представителей, выбираемых из понизителя водоотдачи, утяжеляющего материала, увеличителя вязкости, тампонирующего агента, агента, препятствующего зашламованию буровой головки, диспергатора, смазочного вещества, ингибитора коррозии, противовспенивателя, солей, поверхностно-активного вещества или суспендирующего вещества.

12. Способ по п. 7, где непрерывная фаза на водной основе представляет собой пресную воду, соленую воду, рассол, смеси из воды и растворимых в воде органических соединений или их смеси.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технологии эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Технический результат - эффективный подъем скважинной жидкости из газовых и газоконденсатных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия и расширение области применения состава.
Изобретение относится к химии высокомолекулярных соединений и может быть применено в сельском хозяйстве в качестве средств поддержания необходимого уровня влажности почв, а также в производстве средств личной гигиены.

Изобретение относится к способам получения водорастворимых ингибиторов коррозии для защиты эксплуатационных трубопроводов для природного газа. Получают компонент а) – смесь модифицированных производных имидазолина, проводят реакцию конденсации диэтилентриамина с жирными кислотами и алифатическими дикарбоновыми кислотами при температуре не менее 140° C.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к тампонажным смесям, и может быть использовано при одноступенчатом цементировании протяженных (более 2500 м) обсадных колонн, перекрывающих интервалы проницаемых пластов и пластов с низкими градиентами гидроразрыва при нормальных, умеренных и повышенных температурах.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение производительности нагнетательных скважин, уменьшение времени осуществления способа, его упрощение и удешевление.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений полезных ископаемых подземным способом и ремонтно-изоляционных работах в тоннелях, нефтяных и газовых скважинах.

Изобретение относится к области добычи газа, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений, в продукции которых содержится конденсационная жидкость с примесью пластовой.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения и промывки скважин. Состав полисахаридной жидкости для промывки скважин или промысловых трубопроводов или глушения скважин, полученный растворением биоцида «Биолан» в пресной или минерализованной воде, представленной преимущественно раствором одновалентных катионов, растворением и гидратацией в полученном растворе гуарового загустителя, последующим введением комплексного реагента Нефтенол УСП с перемешиванием до получения мицеллярной дисперсии, с последующим добавлением борного сшивающего агента СП-РД и перемешиванием до полного сшивания, при следующем соотношении компонентов, мас.%: гуаровый загуститель 0,2-1,0, указанный сшивающий агент 0,2-1,0, реагент Нефтенол УСП 6,0-10,0, биоцид «Биолан» 0,004-0,01, указанная вода - остальное. Способ промывки скважин и очистки интервала перфорации от асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах с аномально низким пластовым давлением, включающий закачку указанного выше состава в затрубное пространство скважины в качестве блокирующей пачки, выдержку для размещения ее на забое скважины, последующую обратную промывку скважины закачкой в затрубное пространство скважины промывочной жидкости, в качестве которой используют подогретый до 30-40°C водный раствор реагента Нефтенол УСП с концентрацией 60-100 л на 1 м3 пресной или минерализованной воды, объем блокирующей пачки определяют расчетным путем с учетом объема зумпфа и оставления стакана, перекрывающего интервал перфорации на 100-200 м, и ее плотность превышает на 20-50 кг/м3 плотность указанной промывочной жидкости. Способ промывки скважин, включающий закачку в скважину указанного выше состава и его циркулирование в полном объеме скважины. Способ промывки промысловых трубопроводов, включающий закачку в промысловый трубопровод подогретой до 30-40°C промывочной жидкости, в качестве которой используют водный раствор реагента Нефтенол УСП с концентрацией 60-100 л на 1 м3 пресной или минерализованной воды, и затем продавку указанного выше состава. Способ промывки промысловых трубопроводов, включающий закачку в промысловый трубопровод указанного выше состава. Технический результат – повышение эффективности обработки. 5 н.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к области гидрометаллургического синтеза высокочистых веществ, в частности вольфрамата свинца PbWO4, и может быть использовано при получении монокристаллов вольфрамата свинца, используемых в качестве сцинтилляторов для высокоточной электромагнитной калориметрии частиц высоких энергий. Способ получения вольфрамата свинца PbWO4 включает взаимодействие исходных растворов нитрата свинца Pb(NO3)2 и вольфрамата натрия Na2WO4, взятых в эквивалентных количествах и в равных объемах при заданном рН реакционной среды, декантацию осадка и его промывку, при этом в качестве реакционной среды используют дистиллированную воду, подщелоченную 0,1 М раствором гидроксида натрия до рН=8-9, для растворения вольфрамата натрия и дистиллированную воду, подкисленную 0,1 М раствором азотной кислоты до рН=5-6, для растворения нитрата свинца, затем приготовленные растворы солей добавляют в ацетатно-буферный раствор с рН=5-6 с равной объемной скоростью и промытый осадок сушат при температуре 200-250°С. За счет исключения гидролиза исходных растворов солей устраняется фактор образования примесей, что обеспечивает получение чистого вольфрамата свинца с параметрами, соответствующими требованиям, предъявляемым к сцинтилляционным материалам. 1 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к керамическим проппантам, предназначенным для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта. Керамический проппант, изготовленный из природного магнезиально-силикатного сырья и содержащий в своем составе маггемит в количестве 0,3-20,0 масс. %. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – снижение разрушаемости проппанта. 2 з.п. ф-лы, 5 пр., 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к установке цементных мостов в эксплуатационных колоннах скважин при временном отключении продуктивной части отдельных пластов или части пласта и ликвидации скважин. Технический результат – повышение эффективности установки цементных мостов. Способ включает закачку по колонне гибких труб (ГТ) в заданный интервал буферной жидкости, тампонажного раствора в необходимом для установки цементного моста объеме с продавкой его в скважину последовательно закачиваемыми буферной жидкостью и продавочным раствором, вымывание излишков тампонажного раствора, проведение ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). Спущенную в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) после извлечения из нее насосного оборудования доспускают или приподнимают так, чтобы расстояние от низа колонны НКТ до верхней границы цементного моста составляло 200 м. Герметизируют интервалы перфорации блокирующим составом. Производят спуск колонны ГТ с помощью колтюбинговой установки в колонну НКТ со скоростью 0,25 м/с до нижней границы цементного моста с постоянной промывкой. На устье добывающей скважины герметизируют пространство между колоннами НКТ и ГТ. На устье скважины готовят тампонажный раствор плотностью 1430 кг/м3 в необходимом объеме для установки цементного моста от нижней до верхней границ цементного моста. Тампонажный раствор состоит из 84,45% цемента ПЦТ-II-50, 15% пеностекла, 0,5% понизителя водоотдачи, 0,05% пеногасителя. По колонне ГТ в скважину последовательно закачивают 0,1 м3 буферной жидкости, тампонажный раствор в приготовленном объеме, 0,1 м3 буферной жидкости и продавочную жидкость в объеме, необходимом для выдавливания тампонажного раствора из колонны ГТ. Одновременно поднимают колонну ГТ до верхней границы цементного моста. Выдерживают в течение 5 мин. Приподнимают колонну ГТ на 5 м выше верхней границы цементного моста. Прямой промывкой в полуторакратном объеме скважины выше цементного моста вымывают излишки тампонажного раствора из скважины. Извлекают колонну ГТ из скважины со скоростью 0,28 м/с. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для ограничения водопритока в добывающей скважине, и может найти применение для выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины. Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине включает инвертную эмульсию, состоящую из дисперсионной углеводородной фазы, стабилизатора эмульсий и дисперсной фазы, при этом в качестве дисперсионной углеводородной фазы используют 40-80 мас. % смеси нефти или продуктов ее переработки и таллового масла, в качестве стабилизатора эмульсии - 0,5-5,0 мас. % простого полиэфира с молекулярной массой 6000±400, в качестве дисперсной фазы - воду с минерализацией от 15 до 300 г/л и 0,01-10,0 мас. % доломитовой муки или мела, или аэросила, или древесной муки: Причем объемное соотношение нефти или продуктов ее переработки и таллового масла в их смеси составляет от 1:3 до 3:1. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока в добывающей скважине, а также улучшение стабильности и реологических свойств эмульсионных систем, получаемых в пластовых условиях, что позволяет получить прочный водоизоляционный экран в нефтяном пласте добывающих скважин. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта микробиологическим воздействием. Технический результат - увеличение охвата пласта за счет блокирования высокопроницаемых зон пласта и вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных пропластков, увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин, а также расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих бактерий - УОБ в растворе питательного вещества, продавливание в пласт водой, остановку скважины на технологическую выдержку, в качестве питательного вещества используют диаммонийфосфат, до указанной закачки УОБ осуществляют закачку смеси водорастворимого природного полимера - ВПП и бродильных бактерий, где используют в качестве ВПП оксиэтилцеллюлозу, или натрий-карбоксиметилцеллюлозу, или ксантан, или гуар, в качестве бродильных бактерий - природный источник, содержащий сообщество микроорганизмов, представленных семействами: Enterobacteriaceae, Clostridiaceae, Enterococcaceae, а закачку указанной смеси осуществляют до снижения удельной приемистости скважины на 10-30% при следующем соотношении компонентов смеси, мас. %: ВПП 0,05-2,0, бродильные бактерии 0,005-2,0, вода - остальное. 1 пр., 3 табл.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к производству проппанта, используемого при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. В способе получения проппанта, используемого при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта, включающем предварительную термообработку исходного сырья, его помол, гранулирование при добавлении связующего в смеситель-гранулятор с вращающимися в разных направлениях чашей и роторной мешалкой, скорость вращения которой увеличивают по мере увеличения подачи связующего от 300-700 об/мин до 2000-3000 об/мин, добавление в смеситель-гранулятор термообработанного молотого сырья при снижении скорости вращения роторной мешалки до 300-700 об/мин, сушку при температуре 110-550°C и рассев высушенных гранул, обжиг высушенных гранул при температуре 900-1600°C и рассев обожженных гранул на товарные фракции, скорость вращения чаши смесителя-гранулятора увеличивают по мере увеличения подачи связующего от 300-500 об/мин до 1000-1200 об/мин, а при добавлении в смеситель-гранулятор термообработанного молотого сырья в количестве 5,0-30,0 масс. % от массы исходного термообработанного сырья, скорость вращения чаши гранулятора снижают до 300-500 об/мин. Проппант, характеризующийся тем, что получен указанным выше способом. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - увеличение производительности гранулятора за счет увеличения выхода товарных фракций проппанта. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 26 пр.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к сухим смесям для приготовления состава для селективной водоизоляции в газовом пласте. Сухая смесь для приготовления состава для селективной водоизоляции в газовом пласте содержит, мас. %: канифоль сосновая - 3,2-6,6, гидрофобизатор силиконовый «Пента-811» - 8,8-26,7, стекло натриевое порошкообразное - 66,7-88,0. Технический результат: повышение изолирующей способности состава за счет обеспечения избирательности поступления состава для селективной водоизоляции в водонасыщенные интервалы пласта при одновременном увеличении глубины проникновения и повышения способности состава адсорбироваться пористой средой пород. 2 табл.

Изобретение относится к композиция на основе полимолочной кислоты дисперсной структуры, используемой в различных областях применения, в частности, в качестве раствора для бурения в целях извлечения полезных ископаемых. В композиции в качестве матрицы используют низкокристаллическую или аморфную полимолочную кислоту со степенью кристалличности не более 40%, где матрица содержит в качестве диспергированного в ней промотора измельчения слоистого силиката, подвергнутого вспучиванию. Композиция на основе полимолочной кислоты обладает превосходной способностью к гидролизу и способностью к механическому измельчению. 4 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл., 7 пр.

Изобретение относится к добыче нефти третичными методами. Способ добычи нефти, в котором водный нагнетаемый агент, содержащий, по меньшей мере, растворимый в воде (со)полимер полиакриламида - ПАА, растворенный в жидкости на водной основе, закачивают через по меньшей мере одну нагнетательную скважину в нефтеносное отложение, а сырую нефть извлекают из отложения через по меньшей мере одну эксплуатационную скважину, причем способ, по меньшей мере, предусматривает следующие стадии: обеспечения жидкой дисперсионной полимерной композиции, по меньшей мере, содержащей, мас.%: 20-59,9 органической гидрофобной жидкости с температурой кипения более 100°С, 40-79,9 частиц по меньшей мере одного растворимого в воде (со)полимера ПАА со средним размером частиц от 0,4 мкм до 5 мкм, диспергированных в органической жидкости, где растворимый в воде (со)полимер ПАА содержит 30-100% по массе акриламидных звеньев относительно общего количества всех мономерных звеньев в (со)полимере и характеризуется среднемассовой молекулярной массой Mw от 5000000 г/моль до 30000000 г/моль, и 0,1-10 по меньшей мере двух поверхностно-активных веществ - ПАВ (С), где ПАВ (С) содержат 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С1), способного стабилизировать эмульсии «вода в масле», и 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С2), способного стабилизировать дисперсию, содержание воды в жидкой дисперсионной полимерной композиции составляет менее 10% по массе и количества каждого компонента жидкой дисперсионной полимерной композиции представлены на основе общего количества всех ее компонентов, добавления по меньшей мере одного активирующего ПАВ (D) в жидкую дисперсионную полимерную композицию, причем ПАВ (D) отлично от ПАВ (С) и имеет показатель ГЛБ более 9, смешивания жидкой дисперсионной полимерной композиции, содержащей по меньшей мере одно активирующее ПАВ (D), с жидкостью на водной основе, таким образом получая водный нагнетаемый агент, содержащий по меньшей мере один (со)полимер ПАА, растворенный в нем, где концентрация (со)полимера ПАА в нагнетаемом агенте составляет 0,05-0,5% по массе на основе общего количества всех компонентов нагнетаемого агента, и закачивания водного нагнетаемого агента, полученного таким образом, в нефтеносное отложение. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 17 з.п. ф-лы, 2 пр., 1 табл., 1 ил.

Группа изобретений относится к бурению скважин. Технический результат – ингибирование набухания глины и глинистого сланца, которые вступают в контакт с текучими средами, использующимися при бурении и строительстве нефтяных и газовых скважин. Композиция буровой текучей среды на водной основе, включающая непрерывную фазу на водной основе; материал реакционноспособных глин или глинистых сланцев; ингибитор гидратации глинистых сланцев, содержащий полиаминополиамид-эпихлоргидриновую смолу, где ингибитор гидратации глинистых сланцев присутствует с концентрацией, достаточной для уменьшения реакционной способности глины или глинистого сланца. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 2 табл.

Наверх