Активаторы для повышения вязкости неводных текучих сред

Группа изобретений относится к скважинным жидкостям. Технический результат – повышение вязкости скважинной жидкости. Скважинная жидкость содержит синтетическую маслянистую жидкость, которая является жидкой при 25°C, является по существу несмешиваемой с водой, имеет меньше примерно чем 2% ароматических соединений, является в основном линейной и получена по способу, включающему реакцию Фишера-Тропша; алкоксилированный спирт, имеющий общую формулу: X-O-(CnH2nO)y-(C2H4O)z-H, где X представляет собой органильную группу, имеющую от 3 до 40 атомов углерода, n равен 2, 3 или 4, y равен 0-6, и z равен 3-20; органофильную глину. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 3 ил., 4 табл., 3 пр.

 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ

Настоящая заявка испрашивает приоритет по заявке США № 61/719753, поданной 29 октября 2012 года, описание которой включается в настоящий документ посредством ссылки для всех целей.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Настоящее изобретение относится к повышению вязкости неводных текучих сред, содержащих органофильные глины, а более конкретно к повышению вязкости скважинных жидкостей. В частности, настоящее изобретение относится к активатору для использования в эксфолиантных органофильных глинах, используемых в различных применениях, например, в скважинных жидкостях.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

ОПИСАНИЕ ПРЕДШЕСТВУЮЩЕГО УРОВНЯ ТЕХНИКИ

Органофильные глины широко используются в качестве агентов для контроля реологии в разнообразных системах растворителей. В частности, органофильные глины находят широкое применение в скважинных жидкостях, применение в операциях, связанных с обустройством, заканчиванием и добычей в природных углеводородных резервуарах. Типичные примеры таких операций включают бурение, гидроразрыв подземных формаций, модификацию проницаемости подземных формаций, операции каротажа, борьбу с песком, пакерные жидкости, и тому подобное.

В частности, при бурении глубоких скважин, использование органофильных глин в буровых растворах на основе нефти имеет определенные преимущества, несмотря на их значительно более высокую начальную стоимость. Преимущества текучих сред на основе нефти являются очевидными в водо-чувствительных формациях, например в набухающих сланцах, формациях нерастворимых солей и при высоких температурах. Эти текучие среды также используют для смазки бурильной колонны, в частности при бурении искривленных или наклонных скважин, для защиты от коррозии, и они имеют дополнительные преимущества, будучи пригодными для многократного использования.

Одна из главных функций органофильных глин в скважинных жидкостях на основе нефти, а также в препаратах на водной основе, заключается в их действии в качестве загустителей. Однако хорошо известно, что органофильные глины, предназначенные для набухания или повышения вязкости неводной скважинной жидкости, должны сначала расщепляться. Это обычно осуществляется с помощью малых количеств полярных молекул вводимых в качестве активаторов. Типичные активаторы для использования вместе с тиксотропными агентами для повышения вязкости, типа глин, такие как органофильные глины, включают воду, этанол, метанол, гликоли, силикат натрия, фторид натрия, магний силикофторид, карбонат кальция, полярные апротонные соединения, и тому подобное. Особенно предпочтительный и широко используемый активатор представляет собой пропиленкарбонат.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В одном из аспектов, настоящее изобретение предлагает активатор для использования вместе с органофильными глинами в неводных текучих средах, в частности, в неводных скважинных жидкостях.

В другом аспекте, настоящее изобретение предлагает блок для повышения вязкости, для использования в неводных текучих средах.

В другом аспекте, настоящее изобретение предлагает скважинную жидкость, состоящую из неводной текучей среды, например текучей среды на основе углеводородов, органофильной глины и алкоксилированного спирта.

Еще в одном аспекте, настоящее изобретение предлагает способ обработки ствола скважины.

Эти и другие признаки и преимущества настоящего изобретения станут очевидными из следующего далее подробного описания, в котором делаются ссылки на фигуры в прилагаемых чертежах.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Термин "скважинная жидкость" или сходные термины относятся к любой текучей среде, которую используют в любой фазе разведки, бурения или добычи нефти и/или газа из подземных формаций.

Активаторы по настоящему изобретению представляют собой алкоксилированные спирты или смеси алкоксилированных спиртов, имеющих общую формулу:

X-O-(CnH2nO)y-(C2H4O)z-H I

где X представляет собой органильную группу, имеющую от 3 до 40 атомов углерода,

n равен 2, 3 или 4,

y равен 0-6,

и

z равен 3–20.

Органильная группа определяется как любой органический заместитель, который представляет собой остаток спирта и может иметь другие группы заместители, например -OH, NH2-, Cl, и тому подобное.

В предпочтительном варианте осуществления, активаторы по настоящему изобретению представляют собой алкоксилированные спирты или смеси алкоксилированных спиртов, имеющих общую формулу:

CH3(CxH2x)-O-(CnH2nO)y-(C2H4O)z-H II

где x равен от 3 до 31,

n равен 2, 3 или 4,

y равен 0-6,

и

z равен 3-20.

Алкоксилированные спирты могут быть получены с помощью любого способа, хорошо известного специалистам в данной области. Следующие патенты США раскрывают такие способы: патент США № 8329609, патент США № 5627121, патент США № 5220077 и патент США № 4775653, все они включаются в настоящий документ посредством ссылок для всех целей.

В качестве общего правила, эффективность алкоксилатов спиртов, пригодных для использования в настоящем изобретении, может оцениваться с помощью значения гидрофильно-липофильного баланса (HLB) конкретного алкоксилата. Как хорошо известно, HLB алкоксилированных спиртов может оцениваться как процент массовый алкоксилированной части молекулы, деленный на 5, как рассматривается Rosen, Milton, J. and Kunjappu, Joy T., "Surfactants and Interfacial Phenomena" John Wiley & Sons, Fourth Edition 2012, page 357. Соответственно, для этоксилата, имеющего общую формулу:

CH3(CH2)x-O-(CH2CH2O)n-H

HLB может быть грубо вычислено следующим образом:

HLB = 100,44n/(5-(32+14x+44n))

Вообще говоря, HLB алкоксилатов спиртов, пригодных для использования в настоящем изобретении, будет составлять примерно от 8 примерно до 16, при этом HLB примерно от 12 примерно до 15 является предпочтительным.

Спирты или смеси спиртов, пригодных для использования в алкоксилатах спиртов по настоящему изобретению, включают, без ограничения, C6 спирт, C8 спирт, C8-C10 линейный спирт, C10-C12 линейный спирт, C12-C13 оксоспирт, изотридециловый спирт, 2-этилгексанол, 2-пропилгептанол, 2-бутилоктанол, 2-гексилдеканол, 2-октилдодеканол, 2-децилтетрадеканол, 2-додецилгексадеканол, линейные первичные спирты, и как линейные, так и/или разветвленные вторичные спирты. Особенно предпочтительными являются разветвленные спирты, имеющие от 4 до 32 атомов углерода.

Основные масла или текучие среды, которые можно использовать в композициях по настоящему изобретению, включают, но, не ограничиваясь этим, маслянистые жидкости. Как используется в настоящем документе, термин "маслянистая жидкость" означает углеводород или масло, которое является жидким при 25°C и является по существу несмешиваемым в водой. Маслянистые жидкости, пригодные для использования в настоящем документе, как правило, включают такие вещества, как дизельное масло, минеральное масло (включая минеральные масла с пониженным содержанием ароматических соединений), синтетические масла, такие как углеводороды, полученные по методу Фишера-Тропша (FT), полиолефины или изомеризованные полиолефины, сложноэфирные масла, глицериды жирных кислот, сложные алифатические эфиры, простые алифатические эфиры, алифатические ацетилы или другие такие углеводороды, и сочетания этих текучих сред. Особенно предпочтительными являются углеводородные жидкости, которые являются в основном линейными, в частности, такие углеводородные жидкости, полученные от способа, включающего реакцию FT, например, способа от газа до жидкости (GTL). Как правило, является предпочтительным, чтобы основное масло по настоящему изобретению имело относительно низкое содержание ароматических соединений, например, меньше примерно чем 2% масс ароматических соединений. Таблица 1 показывает различные основные масла, которые можно использовать.

Таблица 1
Получен-
ный из нефти
Синтети-
ческий
Линей-
ный парафин
Изомер-
ный парафин
Олефин Сложный эфир Описание
el X Внедорожное дизельное топливо №2
Оil X X Гидрированный рафинат керосина, точка вспышки, например, 140°F (55°С)
70 X X Гидрированный рафинат керосина, точка вспышки, например, 170°F(70°С)
14- X X Линейный парафин
00 X X X Технологический поток из LPA-170 с побочными продуктами олефинов и сложных эфиров
-170 X X X дистиллированное дизельное топливо Фишера-Тропша
18 X X 16-18 внутренний олефин (Chevron-Phillips)
586


X

X
X

X

X


X

X
X Сложный эфир (Emerys Oleochemical)
Shell Chemicals

Exxon Mobile
110

Органофильная глина может представлять собой любой доступный тиксотропный агент для повышения вязкости органических жидкостей. Пригодные для использования органофильные глины включают продукты реакции типа смектита, гекторитные глины или другие глины и органические катионы, то есть, катионы четвертичного аммония (иногда упоминаемые как гелеобразователи для органофильных глин); смектитные глины; каолиновые глины; и тому подобное. Предпочтительные органофильные глины, используемые в качестве тиксотропного агента для повышения вязкости, в соответствии с одним из аспектов настоящего изобретения представляют собой глину типа смектита, которая выбирается из группы, состоящей из бентонита, гекторита, монтмориллонита, нонтронита, бейделлита, сапонита, стивенсита и их смеси, наиболее предпочтительно, это бентонит или гекторит. Предпочтительные катионы четвертичного аммония, в случае, когда используемая глина представляет собой продукт реакции глины и соединения четвертичного аммония, выбирают из группы, состоящей из метилтригидрированного таллового аммония, диметилдегидрированного таллового аммония, диметилбензилгидрированного таллового аммония, метилбензилдегидрированного таллового аммония и их смесей. Иллюстративные органические глины и гелеобразователи для глин, пригодные для использования вместе с композициями, описанными в настоящем документе, приведены в следующих патентах США, все они включаются в настоящий документ в качестве ссылок в той части, которая имеет к нему отношение: патент США № 2531427; патент США № 2966506; патент США № 4105578 и патент США № 4208218. Иллюстративные коммерчески доступные органофильные глины, пригодные для использования вместе с композициями, описанными в настоящем документе, представляют собой CLAYTONE.RTM. IMG 400 Claytone ER, Claytone EM, и Claytone II, доступные от Southern Clay Products, Inc., Gonzalez, Tex., U.S.A., или Bentone 34, Bentone 150 и BENTONE.RTM. 38 Organoclay (коммерческий продукт на основе гекторита, доступный от ряда поставщиков).

Таблицы 2 и 3, ниже, показывают воздействие HLB типичных этоксилатов спиртов в композициях, содержащих неводную основную текучую среду ODC FT-140 (дизельное топливо GTL) и органофильную глину, поставляемую на рынок Southern Clay Products как Claytone II.

Таблица 2
Гидрофобный агент моли EO HLB Статическое состаривание в течение 16 часов при комнатной температуре Пиковая вязкость1 (сП)
NOVEL232 2 6,3 разделение 0
NOVEL23 4 9,5 разделение 0
NOVEL23 7 12,3 гомогенный Не измерено
NOVEL23 9 13,4 гомогенный 18,579
NOVEL23 12 14,6 разделение 5,379
NOVEL23 40 18,0 Полное разделение 0
1 Измерено с помощью вискозиметра Brookfield LVDV II+ Pro
2 Этоксилат C12-C13 спирта, поставляемый на рынок Sasol North America, Inc.

Таблица 3
Гидро-
фобный агент
Моли EO HLB Статическое состаривание в течение 16 часов при комнатной температуре Пиковая вязкость2 (сП)
NOVEL 63 2 9,3 гомогенный 14,597
NOVEL 6 4 12,7 гомогенный 18,896
NOVEL 6 6 14,4 Густой и гомогенный 26,994
NOVEL 6 9,5 16,1 разделение 0
NOVEL 6 12 16,8 разделение 0
NOVEL 6 12* 16,8 Полное разделение 0
3 Этоксилат C6 спирта, поставляемый на рынок Sasol North America, Inc.

Таблицы 2 и 3 демонстрируют, что, по меньшей мере, для этоксилатов спиртов показано, что в этой конкретной системе основной текучей среды, типа органофильной глины и температуры, предпочтительным является HLB примерно от 12 примерно до 15.

Блок для повышения вязкости по настоящему изобретению содержит активирующий агент и органофильную глину, оба - как описано выше. Вообще говоря, активаторы по настоящему изобретению будут присутствовать в блоке для повышения вязкости в количестве примерно от 30% масс примерно до 50% масс в расчете на органофильную глину, органофильная глина присутствует в количестве от 50% масс до 70% масс. Когда блок для повышения вязкости присутствует в скважинной жидкости, он будет присутствовать в количестве примерно от 0,2 примерно до 4,0% масс от скважинной жидкости.

Таблица 4 ниже показывает воздействие различных этоксилатов спиртов в композициях, содержащих неводную основную текучую среду LPA-170, поставляемую на рынок Sasol North America, Inc., и органофильную глину, поставляемую на рынок Southern Clay Products как Claytone II.

Таблица 4
Cпирт Моли EO Пиковая вязкость (сП)
NOVEL 6 2 0
NOVEL 6 4 11747,636
NOVEL 6 6 0
NOVEL 6 12 29369,09
NOVEL 23 5 0
NOVEL 23 9 17621,454
NOVEL 23 15 5873,818
NOVEL TDA4 12 35242,908
N8105 2 0
N810 4,5 0
N10126 9 0
ISALCHEM 1237 9 0
ALFONIC TDA8 9 35242,908
PPC/NOVEL 6 (80/20)9 12 29369,09
PPC/NOVEL 6 (50/50) 12 35242,908
PPCT/NOVEL 6 (80/20) 12 64,612

ISOFOL 1210 9 29369,09
LIAL 12311 12 11747,636
4 Этоксилат C13 изотридецилового спирта - катализатор NOVEL, продается Sasol North America, Inc.
5 Этоксилат C8-C10 линейного спирта Циглера, продается Sasol North America, Inc.
6 Этоксилат C10-C12 линейного спирта Циглера, продается Sasol North America, Inc.
7 Этоксилат Cl2-C13 оксоспирта разветвление >90%, продается Sasol North America, Inc.
8 Этоксилат C13 изотридецилового спирта - катализатор ALFONIC, продается Sasol North America, Inc.
9 Смесь полипропиленкарбоната и этоксилата C6 спирта
10 Этоксилат C12 спирта Гербе, продается Sasol North America, Inc.
11 Этоксилат C12-C13 оксоспирт, разветвление примерно 50%, продается Sasol North America, Inc.

Таблица 4 показывает, что различные активаторы имеют различную эффективность в различных растворителях. Таким образом, активатор должен подбираться для соответствия рассматриваемому растворителю. Следующие далее неограничивающие примеры дополнительно демонстрируют настоящее изобретение.

Пример 1

В Примере 1, 1,5 мл активатора NOVEL 8-612 смешивают в 100 мл растворителя при низкой скорости. Четыре исследуемых растворителя представляют собой низкотемпературный дистиллят Фишера-Тропша (LTFT) ODC-140, дистиллят LTFT SA-140, дистиллят LTFT SA-170 смесь и HF-1000. После смешивания добавляют 3,0 грамма органофильной глины Claytone II. Реостат миксера поднимают до 100, и смесь перемешивают в течение 20 минут. Глину хранят в стеклянной банке в течение ночи. После статического состаривания при условиях окружающей среды в течение 16 часов, никакого разделения или оседания не наблюдают, и смесь повторно гомогенизируют в течение 30 секунд. Затем измеряют вязкость при низкой скорости сдвига с использованием соответствующего шпинделя при 0,3 об/мин в течение 3 минут. Результаты показаны на Фиг.1. Как показано, NOVEL 8-6 достигает самой высокой вязкости с помощью SA 170.

Пример 2

Повторяют эксперимент Примера 1, но используемый активатор представляет собой NOVEL 1012-913. Результаты показаны на Фиг.2, и они показывают, что самая высокая вязкость достигается с помощью образца ODC-140.

Пример 3

Повторяют эксперимент Примера 1, но используемый активатор представляет собой NOVEL23-914. Результаты показаны на Фиг.3, и они показывают, что самая высокая вязкость достигается с помощью SA-140.

12 Этоксилат C8 спирта, имеющий 6 моль этоксилата, продается Sasol North America, Inc.

13 Этоксилат C10-C12 линейного спирта Циглера продается Sasol North America, Inc.

14 Этоксилат C12–C13 спирта, поставляемый на рынок Sasol North America, Inc.)

В экспериментах указанных выше, все три активатора достигают повышения вязкости органофильной глины, но каждый из них лучше всего соответствует конкретному растворителю. Таким образом, выбор активатора по настоящему изобретению может подбираться для оптимальных рабочих характеристик с растворителем.

Хотя выше упоминается основная композиция по настоящему изобретению как являющаяся неводной, необходимо понять, что в определенных случаях, добавление малого количества воды в качестве дополнительного активатора может дополнительно улучшать характеристики суспендирования получаемой в результате среды суспендирования для органофильной глины. Когда она используется, вода будет, как правило, присутствовать в композиции в количестве примерно от 30% масс примерно до 50% масс в расчете на органофильную глину.

Хотя в описании, выше, упоминается использование активаторов по настоящему изобретению в сочетании с органофильными глинами, используемыми в скважинных жидкостях, будет понятно, что настоящее изобретение этим не ограничивается. Как хорошо известно специалистам в данной области, активированные органофильные глины хорошо известны в связи с их способностью к гелеобразованию и повышению вязкости в органических жидкостях многих типов. Таким образом, в дополнение к скважинным жидкостям, например, буровым жидкостям, они могут найти широкое применение в красках, смазках и смолах для стекловолокна. Они могут также использоваться в косметике, красках для печати и в препаратах для отделки.

Будет очевидно, при использовании в качестве скважинной жидкости, композиция по настоящему изобретению может содержать определенные ингредиенты или добавки, подобранные для конкретного использования в скважинной жидкости. Таким образом, например, если скважинная жидкость представляет собой герметизирующую композицию для герметизации подземных зон, могут также использоваться водорастворимые глины, агенты для поперечной сшивки, диспергирующие агенты, цементы, наполнители, и тому подобное. В случае композиций текучих сред для обработки скважин с изменением вязкости, пригодных для использования при бурении под управляемым давлением (MPD), композиция может также содержать эмульгаторы, смачивающие агенты, добавки для контроля потерь текучих сред и утяжеляющие материалы. Кроме того, как хорошо известно, текучие среды для заканчивания, как правило, состоят из прозрачных солевых растворов, содержащих такой материал как хлорид аммония, хлорид натрия, бромид натрия, и тому подобное. Композиции по настоящему изобретению могли бы использоваться для улучшения диспергирования добавок, полученных в результате текучих сред для заканчивания, так что суспендированные частицы остаются суспендированными в течение более продолжительных периодов времени или при более высоких температурах перед введением в текучие среды для заканчивания. Текучие среды для гидроразрыва в соответствии с настоящим изобретением, в дополнение к блоку для повышения вязкости, могут содержать пропанты, определенные полимерные материалы и другие ингредиенты. Способы использования различных скважинных жидкостей для определенных целей хорошо известны специалистам в данной области и также рассматриваются настоящим изобретением. Как правило, скважинные жидкости по настоящему изобретению могут содержать добавку, выбранную из группы, состоящей из эмульгаторов, смачивающих агентов, загустителей, утяжеляющих агентов, агентов для контроля потери текучих сред, пропантов и агентов в виде частиц для формирования гравийных набивок.

Хотя в настоящем документе описываются конкретные варианты осуществления настоящего изобретения в некоторых деталях, это делается исключительно для целей пояснения различных аспектов настоящего изобретения, и как предполагается, не ограничивает рамки настоящего изобретения, как определяется в следующей далее формуле изобретения. Специалисты в данной области поймут, что показанный и описанный вариант осуществления является иллюстративным, и различные другие замены, изменения и модификации, включая, но, не ограничиваясь этим, изменения конструкций, конкретно описанных в настоящем документе, могут осуществляться при осуществлении настоящего изобретения без отклонения от его рамок.

1. Скважинная жидкость, содержащая:

синтетическую маслянистую жидкость, которая является жидкой при 25°C, является по существу несмешиваемой с водой, имеет меньше примерно чем 2% ароматических соединений, является в основном линейной и получена по способу, включающему реакцию Фишера-Тропша;

алкоксилированный спирт, имеющий общую формулу:

X-O-(CnH2nO)y-(C2H4O)z-H

где X представляет собой органильную группу, имеющую от 3 до 40 атомов углерода, n равен 2, 3 или 4, y равен 0-6, и z равен 3-20; и

органофильную глину.

2. Скважинная жидкость по п.1 для повышения вязкости неводной основной жидкости, содержащая:

алкоксилированный спирт, имеющий общую формулу:

CH3(CxH2x)-O-(CnH2nO)y-(C2H4O)z-H

где x равен от 3 до 31, n равен 2, 3 или 4, y равен 0-6, и z равен 3-20; и

органофильную глину.

3. Скважинная жидкость по п.1, где указанный алкоксилированный спирт имеет гидрофильно-липофильный баланс HLB от 8 до 16.

4. Скважинная жидкость по п.3, где указанный алкоксилированный спирт имеет HLB от 12 до 15.

5. Скважинная жидкость по п.1, где указанный алкоксилированный спирт присутствует в количестве от 30 мас.% до 50 мас.% в расчете на органофильную глину.

6. Скважинная жидкость по п.1, где указанный алкоксилированный спирт получают из разветвленного спирта.

7. Скважинная жидкость по п.1, где указанная органофильная глина представляет собой глину типа смектита, которую выбирают из группы, состоящей из бентонита, гекторита, монтмориллонита, нонтронита, бейделлита, сапонита, стивенсита и их смесей.

8. Скважинная жидкость, содержащая:

синтетическую маслянистую жидкость, которая является жидкой при 25°C и является по существу несмешиваемой с водой;

алкоксилированный спирт, имеющий общую формулу:

X-O-(CnH2nO)y-(C2H4O)z-H

где X представляет собой органильную группу, имеющую от 3 до 40 атомов углерода, n равен 2, 3 или 4, y равен 0-6, и z равен 3-20; и

органофильную глину.

9. Скважинная жидкость по п.8, где алкоксилированный спирт имеет общую формулу:

CH3(CxH2x)-O-(CnH2nO)y-(C2H4O)z-H,

где x равен от 3 до 31, n равен 2, 3 или 4, y равен 0-6, и z равен 3-20; и

органофильную глину.

10. Скважинная жидкость по п.8, где маслянистая жидкость содержит меньше примерно чем 2% ароматических соединений.

11. Скважинная жидкость по п.8, где маслянистая жидкость является в основном линейной и получается по способу, включающему реакцию Фишера-Тропша.

12. Скважинная жидкость по п.8, где указанный алкоксилированный спирт имеет HLB от 8 до 16.

13. Скважинная жидкость по п.12, где указанный алкоксилированный спирт имеет HLB от 12 до 15.

14. Скважинная жидкость по п.8, где указанный алкоксилированный спирт присутствует в количестве от 30 мас.% до 50 мас.% в расчете на органофильную глину.

15. Скважинная жидкость по п.8, где указанный алкоксилированный спирт и указанная органофильная глина присутствуют в количестве от 0,2% до 4,0% в расчете на скважинную жидкость.

16. Скважинная жидкость по п.8, где указанный алкоксилированный спирт получают из разветвленного спирта.

17. Скважинная жидкость по п.8, где указанная органофильная глина представляет собой глину типа смектита, которую выбирают из группы, состоящей из бентонита, гекторита, монтмориллонита, нонтронита, бейделлита, сапонита, стивенсита и их смесей.

18. Скважинная жидкость по п.8, дополнительно содержащая:

воду в количестве от 30 до 50% в расчете на указанную органофильную глину.

19. Способ обработки ствола скважины, включающий:

введение в ствол скважины композиции по п.1 и добавки, содержащей, по меньшей мере, одно вещество из эмульгаторов, смачивающих агентов, загустителей, утяжеляющих агентов, агентов для контроля потери текучих сред, пропантов и агентов в виде частиц для формирования гравийных набивок.

20. Способ по п.19, в котором указанная обработка включает бурение скважины.

21. Способ по п.19, в котором указанная обработка включает гидроразрыв скважины.

22. Способ по п.19, в котором указанная обработка включает формирование гравийных набивок.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть применено в гидроразрыве пласта при одновременном контроле геометрических и гидродинамических параметров трещины в реальном времени.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть применено в гидроразрыве пласта при одновременном контроле геометрических и гидродинамических параметров трещины в реальном времени.

Группа изобретений относится к способу, системе и ее применению для скважинного мониторинга гидравлического разрыва пласта. Способ включает этапы, на которых: опрашивают оптическое волокно, размещенное вдоль траектории ствола скважины, для формирования распределенного акустического датчика; собирают данные от многочисленных продольных участков волокна; и обрабатывают указанные данные для получения индикации вымывания проппанта.

Группа изобретений относится к вариантам системы и способу обработки флюида для гидравлического разрыва пласта. Предложена система, которая включает в себя интегрированную коллекторную систему, содержащую нескольких изобарических обменников давления (IPX), каждый из которых имеет входное отверстие для первого флюида под низким давлением, входное отверстие для второго флюида под высоким давлением, выходное отверстие для первого флюида под высоким давлением и выходное отверстие для второго флюида под низким давлением.

Группа изобретений относится к обработке скважин. Технический результат - подавление набухания и/или миграции компонентов пласта, стабильность, управляемые свойства и безопасность жидкости для обработки скважин.

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.

Настоящее изобретение относится к высококонцентрированным безводным аминным солям углеводородполиалкоксисульфатов, причем эти соли выбраны из группы замещенных аминов, предпочтительно - алканоламинов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, и направлено на увеличение нефтеотдачи месторождений с карбонатными и терригенными коллекторами с повышенным содержанием карбонатов.
Изобретение относится к способу извлечения битума из битуминозных песков. Способ извлечения битума включает стадию обработки битуминозных песков с помощью простого эфирамина гликоля, где обработка предназначена для битуминозных песков, извлеченных с помощью добычи на поверхности или добычи in situ, причем простой эфирамин гликоля имеет следующую структурную формулу: R-(OC2H4)x-NH2 или R-(OCH2CH(CH3))y-NH2, где R представляет собой С1-C6 алкильную или фенильную группу и x и y независимо равны 1-3.

Изобретение относится к композиции на основе поверхностно-активных веществ - ПАВ, ее получению и ее использованию при добыче нефти третичными методами. Композиция на основе ПАВ включает катионное ПАВ и анионо-неионогенное ПАВ и обладает значительно повышенной активностью на поверхности раздела фаз и стабильностью по сравнению с известными композициями.

Группа изобретений относится к обработке скважин. Технический результат - подавление набухания и/или миграции компонентов пласта, стабильность, управляемые свойства и безопасность жидкости для обработки скважин.

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 области строительных материалов, в частности к составам комплексных добавок, используемых в производстве бетонов, строительных растворов, бетонных и железобетонных изделий, включая процессы цементирования нефтяных и газовых скважин.

Группа изобретений относится к скважинным жидкостям. Технический результат – повышение вязкости скважинной жидкости. Скважинная жидкость содержит синтетическую маслянистую жидкость, которая является жидкой при 25°C, является по существу несмешиваемой с водой, имеет меньше примерно чем 2 ароматических соединений, является в основном линейной и получена по способу, включающему реакцию Фишера-Тропша; алкоксилированный спирт, имеющий общую формулу: X-O-y-z-H, где X представляет собой органильную группу, имеющую от 3 до 40 атомов углерода, n равен 2, 3 или 4, y равен 0-6, и z равен 3-20; органофильную глину. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 3 ил., 4 табл., 3 пр.

Наверх