Алкилированные полиэфирамины в качестве стабилизирующих глину агентов

Группа изобретений относится к обработке скважин. Технический результат - подавление набухания и/или миграции компонентов пласта, стабильность, управляемые свойства и безопасность жидкости для обработки скважин. Жидкость для обработки скважин на водной основе содержит непрерывную водную фазу, стабилизирующий глину агент, состоящий из алкилированного полиэфирамина, и утяжелитель. Алкилированный полиэфирамин представляет собой соединение, имеющее формулу

где R представляет собой C2H4, R1 - прямоцепочечную или разветвленную C1-C6 алкильную группу, x - целое число от 1 до 3. 5 н. и 6 з.п. ф-лы, 1 табл.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретения относится, в общем, к жидкостям для обработки скважин и к их применению. Более конкретно, настоящее раскрытие относится к алкилированным полиэфираминам в качестве стабилизирующих глину агентов в жидкостях для обработки скважин и к способам их применения

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Получение углеводородов из подземных пластов часто осуществляют в присутствии глины и других мягких грунтов, которые могут мигрировать и перекрывать или ограничивать поток углеводородного продукта. Мигрирование мягких грунтов в подземных пластах часто является результатом набухания глин, растворением солей и/или возмущением мягких грунтов за счет введения жидкости, которая является посторонней для пласта. Как правило, такие посторонние жидкости (например, буровой раствор, жидкость для гидроразрыва пласта или стабилизирующая жидкость) вводят в пласт в целях заканчивания скважины и/или обработки пласта для стимулирования добычи углеводородов, например, бурение, гидроразрыв пласта, кислотная обработка или стабилизации.

Попытки уменьшить отрицательные последствия, вызванные введением посторонней жидкости и набуханием и миграцией компонентов пластов, включают добавление в такие посторонние жидкости одного или более различных ингибиторов гидратации сланцев и/или стабилизирующих агентов. Они работают по принципу замещения катионных групп в решетке глины на ионы натрия. Катионные группы, как правило, выбирают таким образом, чтобы радиус их гидратированных ионов был меньше, чем у иона натрия. Считается, что молекулы ингибиторов гидратации сланцев и стабилизирующих агентов конкурируют с молекулами воды за реакционноспособные сайты глины. Таким образом, вероятность набухания и миграции минимизируется при их контакте с пластом. В результате уменьшается вероятность разрушения пласта и подавляется набухание.

Хлорид калия широко используется как ингибитор глины/стабилизатор глины. В способах стимуляции хлорид калия часто используется в качестве промывки и/или добавки к водным методам стимуляции с целью преобразования глины в менее набухающую форму. Хотя такие соли уменьшают снижение проницаемости пласта, они часто негативно влияют на производительность других компонентов посторонней жидкости. Например, для стабилизации глины, как правило, требуются высокие концентрации таких солей (обычно 6%). Такие соли потом дают высокие уровни содержания хлоридов, которые являются экологически неприемлемыми. Другие известные ингибиторы гидратации сланцев/стабилизирующие глину агенты, которые были использованы, включают, например:

WO №98/55733, где описано использование по крайней мере одного органического амина, выбранного из первичного диамина с длиной цепи менее 8 атомов углерода и первичного алкиламина с длиной цепи менее 4 атомов углерода;

WO №05/058986, где исследовано использование аминовой соли имида полимера малеинового ангидрида;

WO №06/013595, где описаны аддукты карбоксиметилцеллюлозы и органического амина в качестве ингибиторов твердых сланцев;

WO №06/013597, где исследовано использование 0,2-5 мас.%. 1,2-диаминоциклогексана для ингибирования набухания глины;

WO №06/136031, где исследовано использование солей амина, имеющих различные молекулярные массы, таким образом, чтобы иметь возможность транспортировать в микропоры, мезоспоры и макроспоры пласта и осуществлять в нем катионный обмен;

WO №10/040223, где описано использование бис-ПАВ диаминовых соединений для снижения набухания глин в процессе осуществления бурения;

патент США №4719021, где исследовано включение комплекса поливалентный металл/гуанидин в буровой раствор для стабилизации коллоидной глины;

патент США №4988450, где описаны полимеры винилацетата в сочетании с солями калия в качестве добавки водного бурового раствора для повышения устойчивости ствола скважины;

патент США №6706667, где описана стабилизирующая сланец добавка для бурового раствора на водной основе, включающая полимер на основе олефин ненасыщенных углеводородов с боковыми цепями на основе алкиленоксида;

патенты США №№6831043 и 6857485, где исследовано использование аминов полиэфиров в качестве агентов ингибирования гидратации сланцев;

патент США №7192907, где описаны четвертичные соединения в качестве инкапсулирующих сланец агентов по крайней мере для частичного подавления набухания, и способствующие действию обычных ингибиторов сланцев;

патент США №7514392, где исследовано применение производных бис-циклогексиламина в качестве ингибиторов гидратации сланца;

патент США №7939473, где описаны моночетвертичные гидроксиалкилалкиламины или поли(тригидроксиалкилалкилчетвертичные амины) в качестве добавок для уменьшения набухания глины в скважинах;

патент США №8026198, где исследовано использование производных пропиламина, гидрированных дендримеров поли(пропиленимин) и твин дендримеры полиамина в качестве ингибиторов гидратации сланца;

патент США №8220565, где исследовано использование гуанидил сополимера для стабилизации подземного пласта; и

патент США №8252728, где описаны полимеры, содержащие гидроксилированные структурные единицы, которые могут быть использованы для ингибирования набухания глин.

Существует постоянная потребность в разработке ингибиторов гидратации сланца/стабилизирующих глину агентов, которые, по существу, не имеют запаха, не представляют большой угрозы для окружающей среды ввиду устранения практически всех хлоридов, и являются по крайней мере столь же эффективными как наиболее эффективные в данной области техники, ингибирующие гидратацию/стабилизирующие агенты.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится к жидкости для обработки скважин на водной основе, которая используется в скважинном флюиде, вводимом в подземный пласт, содержащий глинистые грунтовые материалы, которые имеют тенденцию набухать и/или мигрировать при воздействии воды. Жидкость для обработки скважин содержит непрерывную водную фазу, стабилизирующий глину агент, состоящий из алкилированного полиэфирамина, и утяжелитель.

В другом аспекте, настоящее описание относится к способу подавления набухания и/или миграции глинистых грунтовых материалов, происходящих в процессе бурения скважины в подземных пластах. Способ включает циркуляцию в подземных пластах жидкости для обработки скважин на водной основе, содержащей водную непрерывную фазу, стабилизирующий глину агент, состоящий из алкилированного полиэфирамина, и утяжелитель.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Как используется в данном документе, термин "включающий" и его производные не предназначены для того, чтобы исключить наличие какого-либо дополнительного компонента, стадии или способа, описанных или не описанных в настоящем документе. Во избежание какого-либо неоднозначного толкования, все композиции, заявленные в настоящем документе путем использования термина "включающий", могут включать любую дополнительную добавку или соединение, если не указано иное. В отличие от этого, термин "состоящий, по существу, из", если он представлен, исключает из объема любое последующее указание любого другого компонента, стадии или способа, за исключением тех, которые не являются существенными при эксплуатации, и термин "состоящий из", если он используется, исключает какой-либо компонент, стадию или способ, которые конкретно не описаны или перечислены. Термин "или", если не указано иное, относится к перечисленным элементам по отдельности, а также в любой комбинации.

Указание в единственном числе используется здесь для обозначения одного или более одного (т.е. по крайней мере одного) грамматического объекта. Например, "алкилированный полиэфирамин" означает один алкилированный полиэфирамин или более чем один алкилированный полиэфирамин.

Фразы "в одном варианте осуществления изобретения", "согласно одному варианту осуществления изобретения" и тому подобное обычно означают, что конкретный признак, структура или характеристика, следующая за указанной фразой, включены по крайней мере в один из вариантов осуществления настоящего изобретения, и могут быть включены в более чем один из вариантов осуществления настоящего изобретения. Важно, что такие фразы не обязательно относятся к одному и тому же варианту осуществления изобретения.

Если в описании указано, что компонент или признак "возможно", "может", "мог" или "мог бы" быть включен или имеет характеристики, то этот конкретный компонент или признак не обязан быть включенным или охарактеризованным.

Фраза "подземный пласт" охватывает как площади под поверхностью земли, так и площади под землей, покрытой водой, такой как океан или пресная вода. Термин "глинистые грунтовые материалы" включает песок и/или глины, которые набухают, диспергируются, распадаются или иным образом разрушаются, тем самым давая увеличение в объеме насыпного материала, в присутствии посторонних водных жидкостей для обработки скважин, таких как буровые растворы, стимулирующие жидкости, жидкости для гравийной набивки и другие. Термин также включает в себя песок и/или глину такие, которые диспергируются, распадаются или иным образом разрушаются без фактического набухания. Например, глины, которые, в присутствии посторонних водных жидкостей для обработки скважин, расширяются и могут быть разрушены, становясь рыхлыми, таким образом давая частицы, которые мигрируют в скважину, также должны быть включены в указанный термин.

Стабилизирующий глину агент, состоящий из алкилированного полиэфирамина, как определено в данном документе, может быть использован в качестве заменителя всего хлорида калия, когда хлорид калия используется в качестве стабилизирующего глину агента. Кроме того, стабилизирующий глину агент, состоящий из алкилированного полиэфирамина, может быть использован в жидкостях для обработки скважин на водной основе и способах, в которых хлорид калия или другие соли неорганических кислот традиционно не использовались. В некоторых вариантах осуществления изобретения стабилизирующий глину агент, по существу, состоит из алкилированного полиэфирамина и может быть использован в жидкости для обработки скважин на водной основе в сочетании с хлоридом калия. В сочетании с непрерывной водной фазой и утяжелителем для получения жидкости для обработки скважин на водной основе, стабилизирующий глину агент, состоящий из алкилированного полиэфирамина, способен уменьшить или, по существу, устранить повреждения подземного пласта, вызываемые набуханием и/или миграцией глинистых грунтовых материалов. Присутствие стабилизирующего глину агента, состоящего из алкилированного полиэфирамина, устраняет или снижает склонность глинистых грунтовых материалов набухать и/или разрушаться/мигрировать при контакте с жидкостью для обработки скважин на водной основе.

Такое подавление и/или миграция могут быть временными или практически постоянными в зависимости от количества жидкости для обработки скважин на водной основе, используемой для обработки подземного пласта. Таким образом, еще одним преимуществом использования описанного стабилизирующего глину агента, состоящего из алкилированного полиэфирамина, является свидетельство его способности обеспечить постоянную стабилизацию глины. Временные стабилизаторы глины представляют собой материалы, которые защищают подземный пласт только во время обработки пласта жидкостью для обработки скважин на водной основе. Передвижение природных жидкостей над подземным пластом с течением времени вытесняет посторонние катионы, тем самым возвращая глину в ее естественную набухшую форму. В отличие от этого, постоянные стабилизаторы глины минимизируют такое набухание, когда глины подвергаются воздействию природных жидкостей с течением времени, без необходимости постоянного добавления жидкости для обработки скважин на водной основе.

Помимо подавления набухания и/или миграции, стабилизирующие глину агенты, состоящие из алкилированного полиэфирамина, описанные в настоящем документе, также позволяют получить иные полезные эффекты. Например, стабилизирующие глину агенты, состоящие из алкилированного полиэфирамина, являются термически стабильными, являются токсикологически безопасными и имеют лучшую управляемость их свойствами. Поэтому стабилизирующие глину агенты, состоящие из алкилированного полиэфирамина, могут быть широко использованы в наземных буровых работах, а также в морских буровых операциях.

Таким образом, в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, предложена жидкость для обработки скважин на водной основе, включающая непрерывную водную фазу, стабилизирующий глину агент, состоящий из алкилированного полиэфирамина, и утяжелитель.

Жидкостью для обработки скважин на водной основе может быть любая жидкость, способная доставлять стабилизирующий глину агент, состоящий из алкилированного полиэфирамина, в подземный пласт. Таким образом, в одном варианте осуществления изобретения жидкость для обработки скважин на водной основе представляет собой буровой раствор, буровой раствор для вскрытия пласта, стимулирующую жидкость, жидкость для гидроразрыва пласта, кислотную жидкость, корректирующую жидкость, восстанавливающую скважину жидкость или жидкости для гравийной набивки.

Согласно другому воплощению, непрерывной водной фазой является любая жидкая фаза на основе воды, которая совместима с составом жидкости для обработки скважин, а также совместима со стабилизирующими глину агентами, описанными в настоящем документе. В одном варианте осуществления изобретения непрерывная водная фаза выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, смеси воды и водорастворимого органического соединения и их смесей. Количество непрерывной водной фазы должно быть достаточным, чтобы приготовить жидкость для обработки скважин на водной основе. В одном варианте осуществления изобретения количество непрерывной водной фазы может колебаться от почти 100% по объему в расчете на жидкость для обработки скважин на водной основе до менее 30% по объему в расчете на жидкость для обработки скважин на водной основе. В другом варианте осуществления изобретения количество непрерывной фазы на водной основе составляет от около 95% по объему до примерно 30% по объему в расчете на жидкость для обработки скважин на водной основе. В еще одном варианте осуществления изобретения количество непрерывной фазы на водной основе составляет от около 90% по объему до примерно 40% по объему в расчете на жидкость для обработки скважин на водной основе.

Как обсуждалось выше, жидкость для обработки скважин на водной основе также включает стабилизирующий глину агент, состоящий из алкилированного полиэфирамина. В одном варианте алкилированный полиэфирамин является соединением, имеющим формулу (I)

,

где R представляет собой C2H4 или CH(CH3)CH2,

R1 представляет собой прямоцепочечную или разветвленную C1-C6 алкильную группу, и

x обозначает целое число от 1 до 3. В одном варианте осуществления R представляет собой C2H4, и R1 представляет собой метильную группу, этильную группу, изо-пропильную группу, н-пропильную группу, изо-бутильную или н-бутильную группу. Согласно другому варианту осуществления R представляет собой C2H4, и R1 представляет собой этильную группу, изо-пропильную группу или н-пропильную группу. В одном иллюстративном варианте осуществления настоящего описания стабилизирующий глину агент представляет собой соединение, имеющее формулу (II), или соединение, имеющее формулу (III), или соединение, имеющее формулу (IV)

В другом иллюстративном варианте осуществления настоящего описания, стабилизирующий глину агент представляет собой соединение, имеющее формулу (II), или соединение, имеющее формулу (IV)

Обычно стабилизирующий глину агент присутствует в жидкости для обработки скважин на водной основе в объеме, достаточном для уменьшения, либо только одного вида, либо обоих, набухания на основе гидратации поверхности и/или набухания на основе осмоса глинистых грунтовых материалов. Точное количество стабилизирующего глину агента, имеющегося в конкретной жидкости для обработки скважин на водной основе, может быть определено путем исследования методом проб и ошибок комбинации жидкости для обработки скважин на водной основе и встречного глинистого пласта. В одном варианте осуществления изобретения количество стабилизирующего глину агента по настоящему изобретению, используемое в жидкости для обработки скважин на водной основе, составляет от примерно 1 до примерно 20 фунтов/баррель (фунт/баррель или ppb) относительно жидкости для обработки скважин на водной основе. В другом варианте осуществления изобретения количество стабилизирующего глину агента, имеющегося в жидкости для обработки скважин на водной основе, составляет от около 2 до около 18 фунт/баррель относительно жидкости для обработки скважин на водной основе. В еще одном варианте осуществления изобретения количество стабилизирующего глину агента, имеющегося в жидкости для обработки скважин на водной основе, находится в диапазоне от около 0,05 до около 0,5% по объему в расчете на жидкость для обработки скважин на водной основе.

Жидкость для обработки скважин на водной основе также содержит утяжелитель. Утяжелитель повышает плотность жидкости, чтобы предотвратить выбросы и фонтанирование скважины. Подходящие утяжелители включают любой вид утяжелителя, который представлен в твердой форме, в форме частиц, взвешенный в растворе или растворенный в непрерывной водной фазе. В одном варианте осуществления изобретения утяжелитель представляет собой сульфат бария, барит, гематит, оксид железа, карбонат кальция, карбонат магния, органическую соль, неорганическую соль или их смеси. Количеством утяжелителя, присутствующего в жидкости для обработки скважин на водной основе, является количество, эффективное для предотвращения выбросов и фонтанирования, где количество изменяется в соответствии с характером пласта, подвергаемого операции обработки. В одном конкретном варианте осуществления изобретения утяжелитель включен в жидкость для обработки скважин на водной основе на уровне менее 800 фунт/баррель (фунтов на баррель), например, от примерно 5 до примерно 750 фунт/баррель, или от примерно 10 до примерно 700 фунт/баррель относительно количества жидкости для обработки скважин на водной основе.

В другом варианте осуществления изобретения жидкость для обработки скважин на водной основе дополнительно содержит одну или несколько обычно используемых добавок. Примеры таких добавок включают, но ими не ограничиваются, желирующие материалы, разжижители, агенты регулирования потерь жидкости, инкапсулирующие агенты, бактерициды, деэмульгатор, пенообразователи, стабилизаторы, смазки, усилители степени проникновения, пеногасители, ингибиторы коррозии, добавки, регулирующие потери циркуляции жидкостей, агенты против зашламования долота, нейтрализующие агенты, pH буферные агенты, поверхностно-активные вещества, пропанты и песок для гравийной набивки.

Примеры желирующих материалов включают, но этим не ограничиваются, бентонит, сепиолит глины, аттапульгитовую глину, анионные высокомолекулярные полимеры и биополимеры.

Примеры разжижителей включают, но этим не ограничиваются, лигносульфаты, модифицированные лигносульфаты, полифосфаты, дубильные вещества и низкомолекулярные полиакрилаты.

Примеры агентов, регулирующих потери циркуляции жидкостей, включают, но этим не ограничиваются, синтетические органические полимеры, биополимеры и их смеси, модифицированные полимеры лигнина, модифицированные крахмалы и модифицированные целлюлозы.

Примеры инкапсулирующих агентов включают, но этим не ограничиваются, синтетические материалы, органические материалы, неорганические материалы, биополимеры или их смеси. Инкапсулирующий агент может быть анионным, катионным или не ионным по природе.

Стабилизирующий глину агент по настоящему изобретению и утяжелитель, и необязательные добавки могут быть смешаны с непрерывной водной фазой с образованием жидкости для обработки скважин на водной основе. Таким образом, в другом варианте осуществления изобретения предложен способ приготовления жидкости для обработки скважин на водной основе, включающий смешивание стабилизирующего глину агента, состоящего из алкилированного полиэфирамина, утяжелителя и необязательных добавок с непрерывной водной фазой.

В другом варианте осуществления изобретения предложен способ подавления набухания и/или миграции глинистых грунтовых материалов, происходящих в процессе бурения скважины в подземных пластах. Способ включает циркулирование в подземных пластах жидкости для обработки скважин на водной основе, содержащей непрерывную водную фазу, стабилизирующий глину агент, состоящий из алкилированного полиэфирамина, и утяжелитель. В еще другом воплощении предложен способ стабилизации подземного пласта, включающий стадии контактирования подземного пласта с жидкостью для обработки скважин на водной основе по настоящему изобретению. Контактирование подземного пласта может быть достигнуто, например, путем подачи жидкости для обработки скважин на водной основе, описанной в данном документе, в подземный пласт перед, в процессе или после гидроразрыва или бурения.

Глинистые грунтовые материалы, которые могут быть эффективно обработаны жидкостью для обработки скважины на водной основе может быть разной формы, например, похожие на мелкие пластинки, похожие на трубочки и/или похожие на волокна частицы, имеющие очень большую площадь поверхности. Примеры включают глинистые минералы группы монтмориллонита (смектит), такие как монтмориллонит, сапонит, нонтронит, гекторит и соконит, каолин группы, такие как каолинит, накрит, диккит и галлуазит, группы водной слюды, такие как гидробиотит, глауконит, иллит и брамаллит, группы хлоритов, такие как хлорит и шамозит, глинистых минералов, не принадлежащих к вышеупомянутым группам, такие как вермикулит, аттапульгит и сепиолит, и слои смешанных сортов, такие глинистые минералы и группы. Другие минеральные компоненты могут быть дополнительно связаны с глиной.

В другом воплощении, материалы и способ подавления набухания и/или миграции глинистых грунтовых материалов и стабилизации подземного пласта могут быть предоставлены на месте в виде набора, который включает в себя достаточное количество стабилизирующей глины агента, утяжелителя и необязательных добавок для смешивания с непрерывной водной фазой.

Результатом стабилизации подземного пласта жидкостью для обработки скважин на водной основе, описанной в настоящем документе, является то, что частицы глинистого грунтового материала, отделившиеся от подземного пласта при выделении углеводородного продукта, уменьшают набухание, уменьшают подземную миграцию, не снижают поток углеводородного продукта и/или не загрязняют углеводородный продукт. Без жидкости для обработки скважин на водной основе глинистые грунтовые материалы могут набухать и/или мигрировать, что подавляет или загрязняет добычу углеводородов. Стабилизационный эффект может быть измерен либо путем сравнения скважин с использованием жидкости для обработки скважин на водной основе и без нее, либо путем сравнения расхода жидкости (например, нефти, воды или газа) через образцы из подземного пласта с использованием жидкости для обработки скважин на водной основе и без нее.

Подземные пласты могут быть стабилизированы при контактировании с ними жидкости для обработки скважин на водной основе. В одном из вариантов осуществления изобретения набухание и/или миграция мягких грунтов глинистых грунтовых материалов может быть уменьшена путем контактирования подземного пласта с жидкостью для обработки скважин на водной основе, содержащей непрерывную водную фазу, стабилизирующий глину агент, состоящий из алкилированного полиэфирамина, утяжелителя и необязательных добавок.

В другом воплощении, предварительно подвергнутый гидравлическому разрыву пласт может быть вновь стабилизирован путем контактирования подземного пласта с жидкостью для обработки скважин на водной основе, содержащей непрерывную водную фазу, стабилизирующий глину агент, состоящий из алкилированного полиэфирамина, утяжелителя и необязательных добавок. Подвергнутый гидроразрыву подземный пласт может представлять собой подвергнутый гидроразрыву подземный пласт, например, из которого были добыты углеводороды. Предпочтительно, подвергнутый гидроразрыву подземный пласт представляет собой пласт, содержащий минеральные вещества, которые преимущественно представляют собой глину, сланец, песок и/или их смесь.

В еще другом варианте осуществления изобретения жидкость для обработки скважин на водной основе может быть использована в способе промывки скважины в процессе бурения. Способ включает нанесение жидкости для обработки скважин на водной основе на буровую головку в процессе бурения подземного пласта.

В еще одном варианте осуществления изобретения предложен способ добычи нефти из нефтесодержащего подземного пласта путем подачи через первый ствол скважины под давлением жидкости для обработки скважин на водной основе по настоящему изобретению и добычу нефти из подземного пласта через второй ствол скважины. Предпочтительно, подземный пласт предварительно подвергают гидравлическому разрыву пласта и предварительно производят добычу нефти.

Примеры

Следующие примеры представлены для иллюстрации изобретения, но не предназначены для ограничения его объема.

Пример 1

Исследования времени капиллярного всасывания (CST) были проведены для определения относительной текучей способности взвеси горной породы, используемой для получения искусственного кернового материала. Бентонитовую глину Вайоминг измельчали и 5% по массе в расчете на измельченную глину добавляли к 95 масс.% порошка кремнезема, чтобы получить образец кернового материала. 4 грамма образца кернового материала затем помещали в 40 мл исследуемой жидкости (исследуемой жидкости, содержащей стабилизирующий глину агент и воду) и перемешивали с помощью магнитной мешалки в течение не менее 30 мин. 5 мл этой взвеси помещали в металлическую воронку, содержащую фильтровальную бумагу прибора CST, и регистрировали время, необходимое для протекания взвеси вниз на определенное расстояние.

Далее данные, полученные в результате исследования CST, представлены как % изменения, полученного из уравнения

((CSTобразец/CSTпустой)-1)×100=% изменения,

где CSTпустой обозначает время CST для исследуемой жидкости (5% по массе КСl, растворенного в воде) для протекания требуемого расстояния без присутствия образца кернового материала. Были исследованы четыре стабилизирующих глину агента: пример 1=2-пропанамин, N,N’-[1,2-этандиилбис(окси-2,1-этандиил)]бис- (структура II); пример 2 = этанамин, N,N’-[1,2-этандиилбис(окси-2,1-этандиил)]бис- (структура IV); сравнительный пример 3 JEFFAMINE ® D-230 полиэфирамин (структура I R=CH(CH3)CH2, R1=H, получен от фирмы Huntsman Petrochemical LLC) и сравнительный пример 4 = JEFFAMINE ® SD-231 полиэфирамин (структура I R=CH(CH3)CH2, R1=изо-C3H7, полученный от фирмы Huntsman Petrochemical LLC). В некоторых исследуемых жидкостях стабилизатор глины сначала нейтрализовали путем контактирования 20 г стабилизирующего глину агента либо с 0,5, 0,6 или 2 моль ледяной уксусной кислоты или концентрированной HCl (37%). Они представлены ниже в виде концентрации чистого амина или соли:

Таблица 1
Стабилизирующий глину агент Концентрация (% по массе в воде) 30 минутное время контакта (с) % изменения
Нет (100% вода) 0 237 -
КСl (холостой) 5 17,6 -
Пример 1
Чистый амин
0,1 24 36,4
Пример 1
Чистый амин
0,25 21,2 20,5
Пример 1
Чистый амин
0,5 23,3 32,4
Пример 2
Чистый амин
0,1 16,6 -5,7
Пример 2
Чистый амин
0,25 16,9 -4,0
Пример 2
Чистый амин
0,5 22,1 25,6
Сравнительный пример 3
Чистый амин
0,1 22,6 28,4
Сравнительный пример 3
Чистый амин
0,25 18,5 5,1
Сравнительный пример 3
Чистый амин
0,5 21,6 22,7
Пример 1
0,5 моль ацетата
0,1 17,5 -0,6
Пример 1
0,5 моль ацетата
0,25 18,6 5,7
Пример 1
0,5 моль ацетата
0,5 18 2,3
Пример 2
0,5 моль ацетата
0,1 17,3 -1,7
Пример 2
0,5 моль ацетата
0,25 16,6 -5,7
Пример 2
0,5 моль ацетата
0,5 19,2 9,1
Сравнительный пример 3
0,5 моль ацетата
0,1 21 19,3
Сравнительный пример 3
0,5 моль ацетата
0,25 18,5 5,1
Сравнительный пример 3
0,5 моль ацетата
0,5 20 13,6
Сравнительный пример 4
0,5 моль ацетата
0,1 24,2 37,5
Сравнительный пример 4
0,5 моль ацетата
0,25 21 22,7
Сравнительный пример 4
0,5 моль ацетата
0,5 22,6 28,4
Пример 1
0,6 моль HCl
0,1 17,7 0,6
Пример 1
0,6 моль HCl
0,25 17,6 0
Пример 1
0,6 моль HCl
0,5 17,8 1,1
Пример 2
0,6 моль HCl
0,1 17,3 -1,7
Пример 2
0,6 моль HCl
0,25 16,5 -6,3
Пример 2
0,6 моль HCl
0,5 16,5 -6,3
Сравнительный пример 3
0,6 моль HCl
0,1 21,9 24,4
Сравнительный пример 3
0,6 моль HCl
0,25 18,8 6,8
Сравнительный пример 3
0,6 моль HCl
0,5 18 2,3
Пример 1
2 моль ацетат pH=6,25
0,1 19,3 9,7
Пример 1
2 моль ацетат pH=6,25
0,25 19,3 9,7
Пример 1
2 моль ацетат pH=6,25
0,5 18,3 4
Сравнительный пример 3
2 моль ацетат pH=6,55
0,1 19,8 12,5
Сравнительный пример 3
2 моль ацетат pH=6,55
0,25 16,4 -6,8
Сравнительный пример 3
2 моль ацетат pH=6,55
0,5 17 -3,4

Обращается внимание на интерпретацию результатов. В исследованиях CST наилучшие химические вещества контроля глины вызывают меньшее набухание бентонита; таким образом, исследуемый раствор течет быстрее через манжету, и регистрируется более низкое время потока. Уменьшенные числа (время и изменение в %) указывают лучший контроль глин. Отрицательное процентное изменение чисел получается, когда исследуемые потоки растворов протекают быстрее, чем у эталонного 5% раствора KCl. Результаты для исследуемых химических веществ (примеры 1 и 2) обычно являются значительно лучшими, чем результаты для сравнительных химических веществ (сравнительные примеры 3 и 4). Строки в таблице иллюстрируют эффект набухания в не ингибированном растворе.

Хотя осуществление и использование различных воплощений настоящего изобретения подробно описаны выше, следует понимать, что по настоящему изобретению могут быть предоставлены множество применимых изобретательских концепций, которые могут быть воплощены в различных конкретных условиях. Конкретные воплощения, обсуждаемые в данном документе, носят лишь иллюстративный характер конкретных путей осуществления и использования изобретения и не ограничивают объем изобретения.

1. Жидкость для обработки скважин на водной основе, содержащая непрерывную водную фазу, стабилизирующий глину агент, состоящий из алкилированного полиэфирамина, и утяжелитель,

где алкилированный полиэфирамин представляет собой соединение, имеющее формулу (I)

,

где R представляет собой C2H4,

R1 представляет собой прямоцепочечную или разветвленную C1-C6 алкильную группу, и

x обозначает целое число от 1 до 3.

2. Жидкость для обработки скважин на водной основе по п.1, где водная непрерывная фаза выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, смеси воды и водорастворимого органического соединения и их смесей.

3. Жидкость для обработки скважин на водной основе по п.1, где алкилированный полиэфирамин представляет собой соединение, имеющее формулу (II), или соединение, имеющее формулу (III), или соединение, имеющее формулу (IV)

4. Жидкость для обработки скважин на водной основе по п.1, где количество стабилизирующего глину агента, присутствующего в жидкости для обработки скважин на водной основе, находится в интервале от около 0,05 до около 0,5% по объему в расчете на жидкость для обработки скважин на водной основе.

5. Жидкость для обработки скважин на водной основе по п.1, где утяжелитель представляет собой сульфат бария, барит, гематит, оксид железа, карбонат кальция, карбонат магния, органическую соль, неорганическую соль или их смеси.

6. Жидкость для обработки скважин на водной основе по п.1, дополнительно содержащая одну или более добавок.

7. Способ приготовления жидкости для обработки скважин на водной основе, включающий смешивание стабилизирующего глину агента, состоящего из алкилированного полиэфирамина, утяжелителя и необязательных добавок с непрерывной водной фазой,

где алкилированный полиэфирамин представляет собой соединение, имеющее формулу (I)

,

где R представляет собой C2H4,

R1 представляет собой прямоцепочечную или разветвленную C1-C6 алкильную группу, и

x обозначает целое число от 1 до 3.

8. Жидкость для обработки скважин на водной основе, приготовленная в соответствии со способом по п.7.

9. Способ ингибирования набухания и/или миграции глинистых грунтовых материалов, происходящих в процессе бурения скважины в подземных пластах, включающий циркулирование в подземных пластах жидкости для обработки скважин на водной основе, содержащей непрерывную водную фазу, стабилизирующий глину агент, состоящий из алкилированного полиэфирамина, и утяжелитель,

где алкилированный полиэфирамин представляет собой соединение, имеющее формулу (I)

,

где R представляет собой C2H4,

R1 представляет собой прямоцепочечную или разветвленную C1-C6 алкильную группу, и

x обозначает целое число от 1 до 3.

10. Способ добычи нефти из нефтесодержащих подземных пластов, включающий подачу через первый ствол скважины под давлением жидкости для обработки скважин на водной основе, содержащей водную непрерывную фазу, стабилизирующий глину агент, состоящий из алкилированного полиэфирамина, и утяжелитель, и добычу нефти из подземного пласта через второй ствол скважины,

где алкилированный полиэфирамин представляет собой соединение, имеющее формулу (I)

,

где R представляет собой C2H4,

R1 представляет собой прямоцепочечную или разветвленную C1-C6 алкильную группу, и

x обозначает целое число от 1 до 3.

11. Способ по п.10, где подземный пласт был предварительно подвергнут гидравлическому разрыву пласта и предварительно произведена добыча нефти.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области промысловой геологии и может быть использовано в процессе добычи углеводородов из подземных геологических формаций. В данном документе описан способ измерения вязкости неньютоновской жидкости для поточного измерения и управления процессом.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при гидравлическом разрыве карбонатного пласта (ГРП). Способ включает перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, циклическую закачку и продавку в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты.

Изобретение относится к интенсификации притока в скважину для увеличения нефтегазодобычи. В способе борьбы с фильтрационными потерями в формации, содержащем закачивание водной жидкости, содержащей эмульсию, стабилизированную поверхностно-активным веществом и имеющую внутреннюю битумную фазу, в формации происходит обращение битумной эмульсии путем прибавления агента-инициатора обращения эмульсии.

Устройство для газодинамической обработки пласта относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для разрыва и газодинамической локальной обработки нефтегазоносных пластов продуктами горения твердотопливных (газогенерирующих) зарядов для улучшения гидродинамической связи скважины с пластом, в том числе в скважинах с низким пластовым давлением.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - увеличение охвата залежи, повышение эффективности паротеплового воздействия на продуктивный пласт, увеличение отбора разогретой высоковязкой нефти после пароциклического воздействия, исключение перегрева верхней части продуктивного пласта, сокращение тепловых потерь по стволу скважины.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидравлического разрыва пласта в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды.

Изобретение относится к мобильной опорной конструкции для по меньшей мере одного модульного бункера для нефтепромысловых материалов. Нефтепромысловый материал хранится по меньшей мере в одном бункере, что дает возможность использовать силу тяжести для подачи нефтепромыслового материала в смеситель или другое соответствующее оборудование.
Изобретение относится к горному делу и может быть применено для импульсного гидроразрыва. Способ включает закачивание в полость скважины жидкости, формирование перепадов давления между призабойной зоной и полостью скважины путем создания периодических импульсов давления в призабойной зоне в виде перемещающейся по полости скважины волны движения массы жидкости, образующейся при периодическом открывании полости скважины на устье для вытекания скважинной жидкости, находящейся под давлением, и повышения давления с применением вентилей.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта. В способе гидравлического разрыва пласта ГРП в скважине, включающем перфорацию стенок обсадной колонны скважины в интервале пласта каналами, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления ГРП с образованием трещины разрыва с последующей циклической закачкой гелированной жидкости с проппантом, продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости с проппантом, предварительно перед проведением процесса ГРП производят тест-закачку, определяют давление смыкания горных пород, далее циклически проводят процесс ГРП, где каждый цикл состоит из пяти последовательных стадий: закачки гелированной жидкости разрыва вязкостью 400 сПз, закачки гелированной жидкости разрыва вязкостью 400 сПз с проппантом, продавки гелированной жидкости разрыва вязкостью 400 сПз с проппантом в трещину разрыва закачкой гелированной жидкости разрыва вязкостью 40 сПз; остановки закачки на время спада давления продавки ниже давления смыкания горных пород, излива отработанных гелированных жидкостей из трещины разрыва в емкость через штуцеры диаметрами 2, 4, 8 мм, причем с первого до предпоследнего цикла закачки на 3-й стадии производят перепродавку гелированной жидкости с проппантом в трещину, а в последнем цикле на 3-й стадии производят недопродавку гелированной жидкости с проппантом в трещину разрыва с оставлением проппанта в стволе скважины.

Изобретение относится к твердотопливным генераторам давления, применяемым при комплексной обработке скважин в составе импульсных корпусных и бескорпусных устройств, предназначенных для интенсификации нефтегазодобычи.

Изобретение относится к способу добычи и отделения нефти. Способ добычи нефти, в котором пропускают минерализованную исходную воду, имеющую общее содержание растворенных твердых веществ («TDS») больше, чем 5000 ч/млн, через ионный фильтр для образования обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации по сравнению с исходной водой, при этом часть исходной воды не проходит через ионный фильтр с образованием ретентата, имеющего повышенную степень минерализации по сравнению с исходной водой, используют по меньшей мере часть обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации, в качестве водной текучей среды, имеющей ионную силу не более 0,15 моль/л и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн, вводимой внутрь нефтеносного пласта, добывают нефть и воду из пласта после введения водной текучей среды внутрь пласта, смешивают деэмульгатор и соляной раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн, с по меньшей мере частью нефти и воды, добытых из пласта, и отделяют нефть от смеси нефти, воды, деэмульгатора и солевого раствора, причем по меньшей мере часть ретентата используют в качестве по меньшей мере части указанного соляного раствора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин для повышения продуктивности пласта, сложенного карбонатными коллекторами с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Изобретение относится к интенсификации притока в скважину для увеличения нефтегазодобычи. В способе борьбы с фильтрационными потерями в формации, содержащем закачивание водной жидкости, содержащей эмульсию, стабилизированную поверхностно-активным веществом и имеющую внутреннюю битумную фазу, в формации происходит обращение битумной эмульсии путем прибавления агента-инициатора обращения эмульсии.

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 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.

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 и, в частности, к технике добычи нефти механизированным способом. Технический результат – повышение эффективности работы малодебитной скважины в условиях снижающейся продуктивности пласта за счет оптимизации параметров работы насосной установки, увеличения ее дебита и снижения риска срывов подачи при снижении притока.

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

Изобретение относится к области разработки месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородных по проницаемости коллекторов с водонапорным режимом за счет дополнительной добычи нефти, снижения и/или стабилизации темпов роста обводненности.

Изобретение относится к частице сшитого препятствующего образованию отложений вещества для операций добычи нефти, для источника воды охлаждающей колонны, способу изготовления частицы и ее использованию.
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к выносу жидкости из эксплуатационных газовых скважин. Технический результат - повышение эффективности выноса жидкости из газовых скважин в условиях низких пластовых давлений и дебитов газовых скважин.

Группа изобретений относится к обработке скважин. Технический результат - подавление набухания иили миграции компонентов пласта, стабильность, управляемые свойства и безопасность жидкости для обработки скважин. Жидкость для обработки скважин на водной основе содержит непрерывную водную фазу, стабилизирующий глину агент, состоящий из алкилированного полиэфирамина, и утяжелитель. Алкилированный полиэфирамин представляет собой соединение, имеющее формулу где R представляет собой C2H4, R1 - прямоцепочечную или разветвленную C1-C6 алкильную группу, x - целое число от 1 до 3. 5 н. и 6 з.п. ф-лы, 1 табл.

Наверх