EA014368B1 - Агент для предотвращения поглощения жидкости пластом, способ его получения и способ уменьшения поглощения жидкости - Google Patents

Агент для предотвращения поглощения жидкости пластом, способ его получения и способ уменьшения поглощения жидкости Download PDF

Info

Publication number
EA014368B1
EA014368B1 EA200800184A EA200800184A EA014368B1 EA 014368 B1 EA014368 B1 EA 014368B1 EA 200800184 A EA200800184 A EA 200800184A EA 200800184 A EA200800184 A EA 200800184A EA 014368 B1 EA014368 B1 EA 014368B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
salt
polymer
agent
fluid
glycol
Prior art date
Application number
EA200800184A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200800184A1 (ru
Inventor
Роберт Л. Хортон
Бетишиа Б. Прасек
Original Assignee
Эм-Ай ЭлЭлСи.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Эм-Ай ЭлЭлСи. filed Critical Эм-Ай ЭлЭлСи.
Publication of EA200800184A1 publication Critical patent/EA200800184A1/ru
Publication of EA014368B1 publication Critical patent/EA014368B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
    • C23F11/00—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent
    • C23F11/04—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in markedly acid liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
    • C23F11/00—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent
    • C23F11/08—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids
    • C23F11/10—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids using organic inhibitors
    • C23F11/173—Macromolecular compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
    • C23F11/00—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent
    • C23F11/08—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids
    • C23F11/18—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids using inorganic inhibitors
    • C23F11/187—Mixtures of inorganic inhibitors

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Metallurgy (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Medicinal Preparation (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Medicines Containing Plant Substances (AREA)

Abstract

Приведено описание агента для предотвращения поглощения жидкости пластом, который включает сшитый полимерный гель, солевой раствор и твердые частицы соли, находящиеся в указанном геле. Дополнительно описан способ уменьшения поглощения жидкости, который включает в себя закачивание выбранного количества агента для предотвращения поглощения жидкости пластом в ствол скважины, ведущий к нефте-, конденсато- или газоносному пласту, причем агент для предотвращения поглощения жидкости пластом включает сшитый полимерный гель, солевой раствор и твердые частицы соли, находящиеся в указанном геле.

Description

Данное изобретение в общем случае относится к методикам контроля поглощения жидкости пластом, составу и применению агентов для предотвращения поглощения жидкости для использования в нефтяном промысле.
Обычно в скважинах при их бурении или подготовке к эксплуатации в толще пород по ряду причин применяют различные жидкости. Данная жидкость зачастую представляет собой жидкость на водной основе. Для указанных целей такая жидкость будет именоваться скважинной жидкостью. Обычное использование скважинных жидкостей включает смазку и охлаждение режущих поверхностей буровой головки при обычном бурении или добуривании (т.е. бурении в целевом нефтеносном пласте); транспортировку выбуренной породы (обломков породы, отделенных за счет режущего действия зубцов буровой головки) на поверхность; контроль давления пластового флюида во избежание неконтролируемых выбросов; поддержание стабильности скважины; суспендирование твердых частиц в скважине, минимизацию поглощения жидкости пластом и стабилизацию пласта, в котором бурят скважину; минимизацию поглощения жидкости пластом после завершения бурения и в ходе операций подготовки скважины к эксплуатации, таких как перфорирование скважины; замену инструмента; прикрепление экрана к концу рабочих труб; гравийную набивку скважины или разрыв пласта вблизи скважины; вытеснение жидкости в скважине другой жидкостью; очистку скважины; испытание скважины; применение жидкости для установки пакера; ликвидацию скважины или подготовку скважины к ликвидации и другие виды обработки скважины или пласта.
Солевые растворы (такие как, например, водный раствор СаВг2) обычно применяют в качестве скважинных жидкостей вследствие широкого диапазона их плотностей и того, что солевые растворы, как правило, практически не содержат суспендированных твердых частиц. Дополнительно, солевые растворы часто используют для достижения подходящей плотности для применения в операциях бурения скважин. Как правило, солевые растворы включают в себя галогенидные соли моно- или бивалентных катионов, таких как натрий, калий, кальций и цинк. Солевые растворы на основе хлоридов данного типа используют в нефтяной промышленности на протяжении 50 лет, солевые растворы на основе бромидов по крайней мере 25 лет, солевые растворы на основе формиатов - приблизительно только последние 10 лет. Одно дополнительное преимущество использования солевых растворов заключается в том, что солевые растворы, как правило, не причиняют вреда некоторым типам глубинных пластов, а для пластов, для которых было обнаружено, что они неблагоприятным образом взаимодействуют с одним типом солевого раствора, часто существует другой доступный тип солевого раствора, с которым пласт не будет взаимодействовать неблагоприятным образом.
К скважинным жидкостям на основе солевых растворов, как правило, прибавляют множество соединений. Например, скважинная жидкость на основе солевого раствора может также включать, среди других добавок, модификаторы вязкости, ингибиторы коррозии, смазывающие вещества, добавки для контроля рН, поверхностно-активные вещества, растворители и/или утяжелители. Некоторые стандартные добавки, изменяющие вязкость скважинной жидкости на основе солевого раствора, включают природные полимеры и их производные, такие как ксантановая смола и гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ). Дополнительно, можно использовать множество полисахаридов и производных полисахаридов, что хорошо известно в данной области техники.
Часто в качестве модификаторов вязкости используют также некоторые синтетические полимерные и олигомерные добавки, такие как полиэтиленгликоль (ПЭГ), полидиаллиламин, полиакриламид, полиакрилонитрил, поли(аминометилпропилсульфонат [АМПС]), поливинилацетат, поливиниловый спирт, поливиниламин, поливинилсульфонат, полистиролсульфонат, полиакрилат, полиметилакрилат, полиметакрилат, полиметилметакрилат, поливинилпирролидон, поливиниллактам, а также сополимеры, трехкомпонентные и четырехкомпонентные сополимеры следующих мономеров: этилена, бутадиена, изопрена, стирола, дивинилбензола, дивиниламина, 1,4-пентадиен-3-она (дивинилкетона), 1,6-гептадиен-4она (диаллилкетона), диаллиламина, этиленгликоля, акриламида, АМПС, акрилонитрила, винилацетата, винилового спирта, виниламина, винилсульфоната, стиролсульфоната, акрилата, метилакрилата, метакрилата, метилметакрилата, винилпирролидона и виниллактама.
Один пример того, как скважинная жидкость на основе солевого раствора может применяться в сочетании с вышеуказанными полимерами и олигомерами, изложен ниже. Когда при бурении достигают глубины, близкой к проникновению в углеводородоносный пласт, для поддержания стабильности ствола скважины может требоваться особая осторожность. Примеры пород, в которых часто возникают проблемы со стабильностью, включают высокопроницаемые и/или рыхлые породы. В этих типах пород можно использовать технику бурения, известную как расширение. При расширении ствол скважины пробуривают до достижения углеводородоносной зоны при использовании стандартных техник. Обсадную трубу, как правило, устанавливают в стволе скважины до точки, расположенной непосредственно над углеводородоносной зоной. Углеводородоносную зону можно затем заново выбурить, например, при использовании раздвижного уширителя, который увеличивает диаметр уже выбуренного ствола скважины ниже обсадной трубы.
- 1 014368
Расширение, как правило, осуществляют при использовании специальных чистых промывочных жидкостей. Стандартные промывочные жидкости, используемые при расширении, представляют собой дорогостоящие водные солевые растворы с высокой плотностью, которые загущены с помощью огеливающего и/или сшитого полимера, выступающего в качестве вспомогательного средства при удалении обломков породы. Высокая проницаемость разрабатываемого пласта, однако, также может привести к поглощению большого количества промывочной жидкости пластом. Как только промывочная жидкость поглощается пластом, ее удаление становится затруднительным. Солевые растворы на основе бромидов кальция и цинка могут образовывать высокостабильные, не растворимые в кислоте соединения при взаимодействии с породой или содержащимися в ней веществами. Данная реакция может уменьшить проницаемость породы для любого последующего потока целевых углеводородов. Один из наиболее эффективных способов предотвращения такого повреждения породы заключается в ограничении поглощения жидкости пластом.
Осуществление эффективного контроля поглощения жидкости без повреждения проницаемости породы в операциях подготовки скважины к эксплуатации было главным требованием к идеальному агенту для предотвращения поглощения жидкости пластом. Стандартные агенты для предотвращения поглощения жидкости пластом включают жирорастворимые смолы, карбонат кальция и фракционированные солевые добавки для предотвращения поглощения жидкости пластом, которые обеспечивали разную степень предотвращения поглощения жидкости пластом. Данные агенты обеспечивают предотвращение поглощения жидкости пластом за счет наличия специфичных к растворителю твердых частиц вследствие образования глинистой корки на поверхности пласта, препятствующей утечке в пласт и через пласт. Однако данные добавки могут причинять серьезные повреждения областям, соседствующим со стволом скважины, после их применения. Данные повреждения могут значительно уменьшить уровень добычи, если проницаемость породы не будет восстановлена до ее начального уровня. Более того, в подходящий момент подготовки скважины к эксплуатации глинистую корку необходимо удалить для восстановления проницаемости породы, предпочтительно до ее начального уровня.
Основной недостаток применения данных стандартных добавок для предотвращения поглощения жидкости пластом заключается в том, что после их применения требуется длительное время для очистки. Жидкостная циркуляция, которая в некоторых случаях может быть недостижимой, часто требуется для создания высокой движущей силы, которая допускает протекание диффузии, способствующей растворению концентрированных отложений материалов. Твердые частицы фракционированных солей можно удалить при помощи циркуляции ненасыщенных солевых растворов до растворения частиц. В случае операции гравийной набивки, если это происходит до гравийной набивки, циркулирующая жидкость часто вызывает осыпание породы в ствол скважины и дополнительное поглощение жидкостей пластом.
Если удаление осуществляется после гравийной набивки, материал гравийной набивки часто удерживает частицы в пласте и в значительной степени затрудняет удаление. Другие твердые частицы, такие как карбонаты, можно удалять при помощи циркуляции кислоты, однако в этом случае могут возникнуть те же самые проблемы. Твердые частицы жирорастворимых смол, карбонатов и фракционированных солей останутся в порах породы в случае, если они не находились в контакте с растворителем. В случаях, когда твердые материалы покрывают большую часть ствола скважины, быстрое растворение в растворителе приводит к локальному удалению. Следовательно, образуется зона поглощения, и большая часть растворителя просачивается в зону поглощения, вместо того чтобы распространяться по всей длине ствола скважины.
Применение стандартных гелевых агентов, таких как линейные вязкоэластичные полимеры или полимеры, сшитые посредством тяжелого металла, для контроля поглощения жидкости требует нагнетания материала через трубу большого диаметра вследствие высоких гидравлических потерь. Данные материалы, как правило, приготавливают на месте расположения скважины.
Одним из линейных полимеров, применяемых для создания агентов для предотвращения поглощения жидкости пластом, является гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ), которую в общем случае считают полимерной жидкостью, приводящей к минимальным повреждениям проницаемости при операциях подготовки скважины к эксплуатации. Обычно полимерные растворы ГЭЦ не образуют твердых гелей, а контролируют поглощение жидкости по механизму, основанному на регулировании вязкости. Такие полимерные жидкости могут проникать в пласт глубже, чем сшитые полимеры. Нарушение проницаемости может возрастать с увеличением глубины проникновения таких вязких жидкостей.
В соответствии с общепринятой точкой зрения в пластах с высокой проницаемостью для достижения хорошего контроля поглощения жидкости требуется сильносшитый гель. Хотя известно, что ГЭЦ обладает низким остаточным содержанием, ее трудно сшивать, особенно при изготовлении составов на месте расположения скважины. Однако согласно М.Е. В1аией, с1 а1., 8РЕ 19752, Е1шб Бокк Οοηΐτοί Иктд СтоккйпкаЫе НЕС ίη Н1дй-РегтеаЫ1йу ОГГкБогс Иехите Ттепб Сотркйопк, р. 465-476 (1989), хотя для сшивания стандартной ГЭЦ существуют химические способы, было обнаружено, что данные способы, как правило, не применимы для большинства способов подготовки скважины к эксплуатации.
- 2 014368
Следовательно, множество усилий было затрачено для модификации ГЭЦ таким образом, чтобы она стала более легко сшиваемой, что увеличивает стоимость и в некоторых случаях усложняет такие системы. Патент США № 455215 А1 то об. е! а1. раскрывает эфир целлюлозы, который был химически модифицирован таким образом, чтобы он содержал в боковых цепях вицинальные пары гидроксильных групп, которые находятся или могут находиться в цис-положении. Данные модифицированные целлюлозы можно сшивать борат-ионами или ионами циркония (IV) и они применимы для контроля поглощения жидкости.
В 8РЕ 29525 А Νο\ν Епуйоптеп1а11у 8аГс Стоккйикеб Ро1утег Гог Р1шб 1окк Сои1то1, р. 743-753 (1995), КС. Со1е, е! а1. раскрыт полимер, который был получен прививкой сайтов сшивки к остову ГЭЦ. Полимер можно перевести в твердый, сшитый внутри гель, если рН раствора изменить с кислого до слегка основного при использовании нетоксичного сшивающего агента на основе оксида металла. Как указано в 8РЕ 29525, не существует бивалентных или тривалентных металлов, связанных с полимером или участвующих в процессе сшивки.
Данные диспергирование, подкисление, гидратация, выделение полимера и добавление соли можно проводить на месте расположения скважины, где планируется его использовать, или можно проводить в другом месте. Если для проведения данной стадии выбрано место расположения скважины, то выделенный гидратированный полимер и соль можно сразу же диспергировать в солевом растворе, таком как, например, 1,7 кг/л (14,2 фунт/галлон) солевой раствор на основе СаВг2, сразу же добавить активатор сшивки и сшитый продукт можно сразу же поместить в скважину либо через гибкие насоснокомпрессорные трубы малого диаметра, либо с использованием процесса, именуемого закачка под давлением.
Как отмечено выше, диспергирование, подкисление, гидратация, выделение полимера и добавление соли можно проводить на месте расположения скважины или на месте предварительного изготовления, удаленном от места расположения скважины. Там выделенный гидратированный полимер и соль диспергируют в солевом растворе, таком как, например, 1,7 кг/л (14,2 фунт/галлон) солевой раствор на основе СаВг2, добавляют активатор сшивки и сшитый продукт помещают в бачки объемом 18,9 л (5 галлонов), которые укладывают и транспортируют к месту расположения скважины.
Независимо от того, где был изготовлен сшитый продукт с добавлением соли, его можно, необязательно, диспергировать в жидкости-носителе в форме кусков сшитого материала нерегулярной формы, причем объем указанных кусков составляет порядка 8,2-32,8 мл (1/2-2 куб.дюйма). Жидкостьюносителем для данного процесса может быть солевой раствор, такой как, например, 1,7 кг/л (14,2 фунт/галлон) солевой раствор на основе СаВг2, или любой другой солевой раствор, или в качестве альтернативы это может быть загущенный солевой раствор, такой как, например, 1,7 кг/л (14,2 фунт/галлон) солевой раствор на основе СаВг2, содержащий линейный (т.е. несшитый) полимер, такой как, например, ГЭЦ или любой другой природный или синтетический полимер. Как только образуется суспензия кусков сшитого материала с добавлением соли в жидкости-носителе на основе солевого раствора или загущенного солевого раствора, ее немедленно закачивают в скважину либо через гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра, либо с использованием закачки под давлением.
Сшивание осуществляют с использованием медленно растворяющегося нетоксичного оксида металла. Считается, что полученная жидкость для сшивания демонстрирует свойства истончения сдвига и смыкания трещин, которые обеспечивают легкую закачку. Считается, что консолидированный гель после помещения обеспечивает хороший контроль поглощения жидкости. Под полимером подразумевают дважды функционализированную ГЭЦ (ДФГЭЦ). Вместо того чтобы представлять собой сухой полимер в упаковке, ДФГЭЦ находится в диспергированном состоянии в экологически чистой, неводной, слабовязкой жидкости-носителе. Невоспламеняемая жидкость-носитель первоначально растворима в большинстве солевых растворов. Гидратация происходит только при определенных сильнокислых условиях. При приблизительно нейтральном рН полимер ДФГЭЦ диспергируют в смесительном солевом растворе. При необходимости рН понижают, способствуя быстрой гидратации и выделению полимера.
Патент США № 5304620 раскрывает гель привитого сополимера гидроксиалкилцеллюлозы, гуара или гидроксипропилгуара, полученного реакцией восстановления винилфосфоновой кислотой. Гель получают гидратацией привитого сополимера в водном растворе, содержащем, по крайней мере, следовые количества по крайней мере одного бивалентного катиона. Патент США № 5439057 раскрывает применение сшивающего агента, включающего в себя по крайней мере один из ионов титана (IV), циркония (IV), алюминия (III), сурьмы (V) для сшивания полисахаридного полимера и получения геля.
В 8РЕ 36676 Оеуе1ортеп1 апб Ие1б АррНеаНоп оГ а №\ν Р1шб Ьо88 Соп1го1 Ма1епа1, р. 933-941 (1996), РГО. ^иует е! а1. раскрыто измельчение сшитой, функционализированной гидроксиэтилцеллюлозы (ДФГЭЦ) до маленьких твердых частиц, помещенных в солевой раствор. Химические реакции и свойства не измельченной сшитой ДФГЭЦ подробно описаны в 8РЕ 29525, обсуждавшемся выше.
В 8РЕ 36676 сшитую ДФГЭЦ помещали в камеру повышенного давления, к концу которой были присоединены перфорированные диск, цилиндр или экран. С одного конца камеры повышенного давления нагнетали воздух для проталкивания сшитого материала через устройство для измельчения, где его измельчали. Измельченный материал приготавливают в виде концентрированной суспензии и считают,
- 3 014368 что он в достаточной степени стабилен, чтобы его можно было хранить в данной форме. Концентрированную суспензию затем диспергируют в жидкости для завершения скважины.
Патент США № 5372732 Натлк с1 а1. раскрывает сухой гранулированный сшивающий агент замедленного действия для применения в качестве блокирующего геля в операции по капитальному ремонту скважины, включающий в себя источник борат-ионов и водорастворимый полисахарид, включающий в себя по крайней мере один компонент, выбранный из группы, состоящей из гуаровой смолы, гидроксипропилгуара и карбоксиметилгидроксипропилгуара. Блокирующий гель образует относительно непроницаемый барьер, отделяющий продуктивную зону от области, которая подвергается капитальному ремонту. Сшивающий агент приготавливают посредством растворения одного из водорастворимых полисахаридов, указанных выше, в водном растворе. К водному раствору прибавляют источник борат-ионов для получения сшитого полисахарида. Затем сшитый боратом полисахарид высушивают и гранулируют.
Сшивающий агент замедленного действия смешивают с водным гелем, содержащим раствор второго водорастворимого полисахарида. Как хорошо известно в данной области техники, сшивка боратом представляет собой обратимую сшивку, при которой сшитый борат/полимер при основном рН находится в равновесии с борат-ионом и сайтами сшивки полимера (т.е. гидроксильными группами в цисориентации), причем борат-ион отрывается от одного сайта и затем присоединяется к другому или тому же самому сайту того же самого или другого полимера. Считается, что такие сшитые полимеры способны к самосмыканию трещин, так как при разрыве сшивки она образуется в том же самом или другом месте. Однако также известно, что ГЭЦ не сшивается боратами.
В этом заключается одна из причин, по которым одни функционализировали ГЭЦ таким образом, чтобы она включала в себя гидроксильные группы, которые могут находится в цис-ориентации относительно друг друга, так, чтобы впоследствии можно было инициировать процесс сшивания боратом, а другие функционализировали ГЭЦ таким образом, чтобы она включала в себя винилфосфонатные группы, которые можно сшить посредством прибавления оксида магния.
Однако до сих пор существует потребность в улучшенных агентах для предотвращения поглощения жидкости пластом, особенно тех, которые обладают более высокой плотностью, так, чтобы при поглощении жидкости из ствола скважины агент для предотвращения поглощения жидкости пластом мог пройти через жидкость в скважине и достичь места поглощения жидкости или ее утечки из ствола скважины в пласт, после чего, если агент для предотвращения поглощения жидкости пластом является высоковязким, отеленным, сшитым или утяжеленным, агент для предотвращения поглощения жидкости пластом осядет на плоскость забоя и сделает ее непроницаемой, так что будет предотвращено или минимизировано дальнейшее поглощение жидкости в отсутствие существенного проникновения агента для предотвращения поглощения жидкости пластом в пористую среду, включающую в себя нефтеносную породу.
Сущность изобретения
В одном аспекте данное изобретение относится к агенту для предотвращения поглощения жидкости пластом, который включает сшитый полимерный гель, солевой раствор и твердые частицы соли, находящиеся в указанном геле.
В другом аспекте данное изобретение относится к способу уменьшения поглощения жидкости, который включает нагнетание выбранного количества агента для предотвращения поглощения жидкости пластом в пласт, причем агент для предотвращения поглощения жидкости пластом включает сшитый полимерный гель, солевой раствор и твердые частицы соли, находящиеся в указанном геле.
В другом аспекте данное изобретение относится к способу уменьшения поглощения жидкости, который включает нагнетание выбранного количества агента для предотвращения поглощения жидкости пластом, суспендированного в солевом растворе или загущенном солевом растворе в пласт, причем агент для предотвращения поглощения жидкости пластом включает сшитый полимерный гель, солевой раствор и твердые частицы соли, находящиеся в указанном геле.
Другие аспекты и преимущества данного изобретения будут понятны из последующего описания и приложенной формулы изобретения.
Подробное описание изобретения
В одном аспекте данное изобретение относится к агентам для предотвращения поглощения жидко сти пластом. В частности, в вариантах осуществления данного изобретения могут применяться полимеры на основы гидроксиэтилцеллюлозы. Более конкретные варианты осуществления данного изобретения относятся к агентам для предотвращения поглощения жидкости пластом, известным как солевые агенты. Однако в других вариантах осуществления можно применять гуары, функционализированные гуары и другие подобные полимеры, известные в данной области техники.
В данном раскрытии термин солевой агент обозначает отеленную полимерсодержащую систему, которая более подробно будет описана ниже и которая содержит твердые частицы соли, находящиеся в геле. То есть систему можно рассматривать как смесь суспендированных частиц, соли в гелевой матрице. Соли, которые можно использовать в соответствии с вариантами осуществления данного изобретения, включают галогениды как моновалентных, так и бивалентных металлов. Например, ЫС1, Ь1Вт, Ш, №1С1. ХаВг, ΝαΙ, КС1, КВг, ΚΙ, ВЬС1, ВЬВг, ВЫ, СзС1, СкВт, СЛ, М§С12, МдВт2, СаС12, СаВг2, 8тС12, 8тВт2, Ζ§€12, Ζ§Βτ2, их смеси и подобные соединения, которые должны быть хорошо известны специалисту в данной
- 4 014368 области техники, представляют собой подходящие соли, которые можно использовать в различных вариантах осуществления данного изобретения. Данные соли выбраны, во-первых, вследствие их низкой растворимости в гелевой матрице и, во-вторых, вследствие их высокой растворимости в используемом впоследствии слабокислом растворе, применяемом для устранения сшивок геля и удаления агента с плоскости забоя.
Стандартные солевые агенты из предыдущего уровня техники, которые использовали в качестве жидкостей для капитального ремонта скважин, таких как раскрытые в 8РЕ 18384, включают системы на основе морской или пресной воды, в которую поместили (т.е. перенасытили) частицы хлорида натрия различного размера. Напротив, данное изобретение использует вязкий полимерный гель в качестве матрицы для суспендирования частиц соли, которая, помимо других функций, служит для увеличения общей плотности солевого агента.
Солевые агенты в соответствии с вариантами осуществления данного изобретения, как правило, включают полимер со сшивающим агентом, частицы соли и солевой раствор. Каждый из данных компонентов обсужден ниже. Дополнительно, варианты осуществления данного изобретения также, как правило, включают спирт (такой как метанол, этанол, гликоли, моноалкоксиэфиры гликолей, моноалкоксиэфиры олигомеров гликолей и т.д., которые смешивают с полимером), кислоту, оксид магния или другой подходящий рН-буфер. Последние компоненты обсуждены со ссылкой на процесс смешивания.
Полимер/сшивающий агент.
В вариантах осуществления данного изобретения можно применять большое число природных полимеров. Такие полимеры включают ГЭЦ, функционализированную ГЭЦ, гуары, функционализированные гуары, крахмалы, функционализированные крахмалы, склероглюканы, веллановые смолы, смолу плодоворожкового дерева, смолу карая, трагакантовую смолу, каррагенаны, альгинаты, гуммиарабик и биополимеры, такие как, например, полученные при ферментации хап11ютопая еатреяйтя, и другие подобные полимеры.
В вариантах осуществления данного изобретения можно применять большое число синтетических полимеров либо отдельно от вышеупомянутых природных полимеров, либо в сочетании с ними. Синтетические полимеры включают полиэтиленгликоль (ПЭГ), полидиаллиламин, полиакриламид, полиакрилонитрил, поливинилацетат, поливиниловый спирт, поли (аминометилпропилсульфонат [АМПС]), поливиниламин, поливинилсульфонат, полистиролсульфонат, полиакрилат, полиметилакрилат, полиметакрилат, полиметилметакрилат, поливинилпирролидон, поливиниллактам, сополимеры, трехкомпонентные и четырехкомпонентные сополимеры следующих мономеров: этилена, бутадиена, изопрена, стирола, дивинилбензола, дивиниламина, 1,4-пентадиен-3-она (дивинилкетона), 1,6-гептадиен4-она (диаллилкетона), диаллиламина, этиленгликоля, акриламида, АМПС, акрилонитрила, винилацетата, винилового спирта, виниламина, винилсульфоната, стиролсульфоната, акрилата, метилакрилата, метакрилата, метилметакрилата, винилпирролидона и виниллактама, и другие подобные полимеры.
В выбранных вариантах осуществления для получения геля можно использовать сшитую ГЭЦ и ее производные. В частности, в одном варианте осуществления можно использовать ЕСЕ-680. ЕСЕ-680 представляет собой суспензию дважды функционализированной гидроксиэтилцеллюлозы в инертной, смешивающейся с водой жидкости-носителе. Е8Е-680 может быть приобретена у 8рее1а1 Ргобие15, 1пс., дочернего предприятия Сйатрюп Теейпо1од1е5, 3130 ЕМ 521, Егеяпо, ТХ 77245, И8А. ДФГЭЦ можно синтезировать путем прививания мономеров винилфосфоновой кислоты (ВФК) на полимеры целлюлозы в соответствии со способами, раскрытыми в патентах США № 5304620 (НоИтуег '620), 5439057 (ХУеагег '057) и 5996694 (Оетергаяйаб '694). Данные патенты ('620, '057 и '694) целиком и полностью включены здесь посредством ссылки.
Чтобы получить подходящий гель независимо от того, какой полимер - природный или синтетический - используется, как правило, необходимо добавить сшивающий агент. В выбранных вариантах осуществления в качестве сшивающего агента или активатора сшивки используют оксид магния. Одна подходящая форма оксида магния представляет собой мелкодисперсный порошок, обладающий высокой активностью, т.е. небольшим размером частиц, большой площадью поверхности и готовностью к реакции. Один пример такого мелкодисперсного порошка оксида магния может быть приобретен у М-Ι ЕЕС под торговым названием О1-Ва1апсе™. Одна полезная особенность системы на основе оксида магния заключается в том, что сшивание протекает не сразу же, а на протяжении нескольких часов, что приводит к удвоению эффективной вязкости смеси в течение первой части часа и ее постепенному увеличению приблизительно на 50% от ее предельного значения при стоянии в течение нескольких часов при комнатной температуре.
В качестве альтернативы можно использовать другие полимеры, подобные ДФГЭЦ (например, аналогично модифицированные целлюлозу, гуар или гидроксипропилгуар). Специалисту в данной области техники также будет понятно, что для достижения такого же результата можно использовать другие способы, например применение сшивающего агента, связанного в слабый комплекс, который медленно разрушается для достижения первоначального сшивания, и последующее применение более сильной комплексообразующей добавки для его разрушения (устранения сшивок).
- 5 014368
Более того, для сшивания ГЭЦ можно использовать другие соединения. Например, известно, что для сшивания ГЭЦ можно использовать титан или цирконий. Например, патент США № 6342467 раскрывает один способ сшивания ГЭЦ, который включает использование циркония или титана. Таким образом, сшивающим агентом может быть любой удобный источник ионов циркония. В соответствии с данным патентом, который целиком и полностью включен здесь посредством ссылки, предпочтительная сшивающая добавка представляет собой хелатное соединение циркония, такое как лактат циркония. Другие подходящие циркониевые соединения включают хлористый цирконил, натрийцирконий лактат и ацетилацетонат циркония. Замедлитель предпочтительно представляет собой натриевый противоион данных циркониевых соединений.
Дополнительно, несмотря на особое упоминание ГЭЦ и ее производных в других вариантах осуществления, можно использовать гуары, функционализированные гуары и другие подобные полимеры в соответствии с вариантами осуществления данного изобретения.
Соли.
Соли, которые можно использовать в соответствии с вариантами осуществления данного изобретения, включают галогениды как моновалентных, так и бивалентных металлов. Например, Ь1С1, ЫВт, Ш, ЫаС1, ЫаВг, ΝαΙ, КС1, КВг, ΚΙ, ВЬС1, ВЬВг, ВЫ, С§С1, СкВт, С§1, МдСЦ МдВ^, МдЦ, СаСЦ СаВг2, СаЦ, 8тС12, 8тВт2, 8τΙ2, Ζ§Ο2. 2§Вт2, ΖηΙ2, их смеси и подобные соединения, которые должны быть хорошо известны специалистам в данной области техники, представляют собой подходящие соли, которые можно использовать в различных вариантах осуществления данного изобретения.
Как описано выше, соли суспендируют в полимерном геле в твердом состоянии. В выбранных вариантах осуществления данные изобретения показали, что уменьшения размера частиц, увеличение однородности размера частиц и повышение качества смешивания могут увеличить эффективность конечных солевых агентов. Важно отметить, что частицы соли (которые могут представлять собой комбинацию одной или более указанных выше солей) можно добавлять до, во время или после огеливания полимера, когда это наиболее удобно.
Солевые растворы.
Солевые растворы, подходящие для вариантов осуществления данного изобретения, включают любой раствор, пригодный в нефтяных и газовых системах бурения скважин и подобных областях применения, таких как растворы, используемые при бурении, добычи и хранении нефти и газа из подземных пластов. Растворы, как правило, включают соли металлов, такие как соли переходных металлов, соли щелочных металлов, соли щелочно-земельных металлов и их смеси, но не ограничиваясь ими. Типичные соли включают галогениды цинка, кальция и их смеси. Например, раствор может включать галогенид цинка, такой как бромид цинка, хлорид цинка или оба, необязательно в сочетании с бромидом кальция, хлоридом кальция или обоими. Солевой раствор может включать соли в стандартных количествах, в общем случае изменяющихся от приблизительно 1 до приблизительно 80% и предпочтительно от приблизительно 20 до приблизительно 60% в зависимости от общей массы раствора, хотя специалисту в данной области техники будет понятно, что можно также использовать количества, выходящие за рамки данного диапазона.
Более того, в вариантах осуществления данного изобретения можно дополнительно использовать специальные солевые растворы, которые включают по крайней мере одну соль щелочного металла и оксианиона или полиоксианиона, содержащего переходный металл, такую как, например, поливольфрамат щелочного металла, гетерополивольфрамат щелочного металла, полимолибдат щелочного металла или гетерополимолибдат щелочного металла.
В частности, данные специальные солевые растворы (которые, как правило, используют в областях применения, связанных с использованием высокой температуры) включают в себя водные растворы солей переходных металлов, причем водный раствор содержит анион с формулой
1А В...0-..Г , где А выбран из элементов IV группы, элементов V группы, элементов ряда переходных металлов и редкоземельных металлов;
В представляет собой один или более элементов ряда переходных металлов, имеющих атомную массу, лежащую между 50 и 201 включительно;
О представляет собой кислород;
т представляет собой целое число от 6 до 18 включительно;
к представляет собой целое число от 24 до 62 включительно и х представляет собой небольшое целое число, как правило от 1 до 10 в зависимости от выбора А, В, т и к, и где катионы могут представлять собой литий, натрий, калий, цезий или их смесь, возможно с небольшим содержанием катионов водорода, обусловленных наличием свободных анионов кислот, особенно в тех случаях, когда указанные соли представляют собой основной компонент раствора, а не добавку к нему.
- 6 014368
В частности, в вариантах осуществления данного изобретения можно использовать натриевые, калиевые и цезиевые гетерополивольфраматы и смеси этих солей с гетерополивольфрамовыми кислотами.
Комплексные гетерополианионы элементов ряда переходных металлов можно в общем случае описать как координационные соли и свободные кислоты с комплексным и высокомолекулярным анионом. Комплексные гетерополианионы в качестве лиганда или комплексообразователя включают по крайней мере один атом переходного металла, который, будучи ионом в растворе, демонстрирует способность к ингибированию коррозии в нефтяных и газовых системах бурения. Комплексные гетерополианионы, применимые в растворах по данному изобретению, предпочтительно также практически полностью растворимы в солевых растворах, так чтобы максимально увеличивать концентрацию ингибирующих коррозию ионов в растворе. Гетерополианионы содержат атомы переходного металла (такого как Мо или А), связанные в комплекс. Следовательно, растворенные гетерополианионы могут обеспечивать более высокую концентрацию анионов переходного металла (анионов Мо или А) в растворе по сравнению с простыми оксидами переходных металлов, такими как молибдаты, например молибдат лития, или вольфраматы, например вольфрамат лития.
Можно использовать любой комплексный гетерополианион, известный в данной области техники, включая соединения, описанные в патенте США № 6004475, полное раскрытие которого включено сюда посредством ссылки. Такие комплексы можно в общем случае представить следующими формулами: [ХаМьОс]-п, |.\:/Λ1·.Ο..Γ. |.\:ΖΛ1·.Ο.ΙΕΓ. [ХаМьОс(ОН)г]-п и |.\:ΖΛ1·.0..(011Е| , где Х и Ζ представляют собой центральные гетероатомы из групп Ι-νΐΙ Периодической таблицы элементов;
значение а изменяется и составляет 1 или 2;
значение й изменяется и представляет собой целое число от 0 до 4;
МЬОе, МЬОсНе и МЬОс(ОН)Г представляют собой оксоанионы, в которых М представляет собой элемент ряда переходных металлов;
значение Ь изменяется в зависимости от количества атомов переходного металла, присутствующих в оксоанионе, и может быть целым числом от 5 до 22, предпочтительно от 6 до 12;
значение с изменяется в зависимости от количества атомов кислорода, присутствующих в оксоанионе, присоединенных к переходному металлу, а также способных образовывать отдельные структурные группы с центральным атомом, и представляет собой целое число от 20 до 70, предпочтительно от 24 до 40;
значение е изменяется (например, в случае восстановленного гетерополианиона значение е изменяется в зависимости от степени восстановления гетерополианиона) и представляет собой целое число от 0 до 6;
значение Г изменяется и представляет собой целое число от 0 до 3;
п представляет собой заряд аниона и равен сумме зарядов на Х, Ζ, М, О, Н и ОН.
Хотя вышеприведенные формулы в общем случае представляют комплексные гетерополианионы, применимые в вариантах осуществления данного изобретения, специалисту в данной области техники будет понятно, что также можно включать другие соединения. Также, как следует из представленных формул, в некоторых комплексных гетерополианионах было отмечено наличие атомов Н в дополнение к атомам О. В данном изобретении можно использовать любой из различных комплексных гетерополианионов, известных в данной области техники, включая соединения, описанные С. А. Тыдйток, Торюк Сигг. С11ет.. νοί. 76, 5-64 (1978) и О.Ь. Серег!. Сотргейепмте йогдашс СйетШгу (А.Р. ТгоГтап. е! а1.), ОхГогй: Регдатоп Рге§8, νο1. 4, р. 607 (1973).
Что касается центрального атома или гетероатома Х, то в качестве центрального атома в различных комплексных гетерополианионах могут выступать более 40 различных элементов (как металлов, так и неметаллов) из групп Ι-νΙΙΙ Периодической таблицы. Например, Х может представлять собой элемент, выбранный из групп ΐνΒ, νΒ, νΐΒ, νΐΙΒ, VIII, ΙΒ, ΙΙΒ, ΙΙΙΑ, ΐνΑ и νΑ Периодической таблицы элементов. Типичные центральные атомы включают ионы фосфора, кремния, марганца, мышьяка, бора, железа, теллура, меди, цинка, алюминия, олова, циркония, титана, ванадия, сурьмы, висмута, хрома, галлия, германия и т.п., но не ограничиваясь ими.
М представляет собой атом переходного металла, который вместе со связанными с ним атомами кислорода окружает один или более центральных атомов Х таким образом, что некоторые атомы кислорода связаны как с М, так и Х. Атом переходного металла М выбран из тех элементов, которые, будучи ионами в растворе, обеспечивают эффект ингибирования коррозии в нефтяных и газовых системах бурения. Предпочтительно элемент ряда переходных металлов М в оксоанионе получен из молибдата или вольфрамата. Также могут присутствовать другие элементы ряда переходных металлов, которые в формуле обозначены как Ζ, такие как элемент, выбранный из групп ΐνΒ, νΒ, νΐΒ, νΐΙΒ, νΐΙΙ, ΙΒ, ΙΙΒ, ΙΙΙΑ, ΐνΑ и νΑ Периодической таблицы элементов, но не ограничиваясь ими. Типичные элементы включают марганец, кобальт, никель, медь, цинк, ванадий, ниобий, тантал, галлий, германий, мышьяк, сурьму, висмут, теллур и т.п., но не ограничиваясь ими, и другие элементы ряда переходных металлов.
- 7 014368
Типичные комплексные гетерополианионы включают фосфомолибдаты, такие как [РМо12О40]-3, где Р+5 представляет собой центральный атом или гетероатом, [РМо10У2О40]-5 и т.п., но не ограничиваясь ими;
молибдаты кремния, такие как [8ίΜο11ΝίΟ40Η2]-6, где δί4+ представляет собой центральный атом, но не ограничиваясь им;
молибдаты марганца, такие как [МпМо9О32]-6, где Мп+4 представляет собой центральный атом, но не ограничиваясь им;
вольфраматы кремния, такие как [81У12О40]-4, где 8ί+4 представляет собой центральный атом, но не ограничиваясь им;
молибдаты теллура, такие как [ТеМо6О24]-6, где Те+6 представляет собой центральный атом, но не ограничиваясь им;
молибдаты мышьяка, такие как [Л52Мо18О62]-6, где Л§+5 представляет собой центральный атом, но не ограничиваясь им;
ниобаты марганца, такие как [Мп№12О36]-12, где Мп+4 представляет собой центральный атом, но не ограничиваясь им, и т. п., и их смеси, но не ограничиваясь ими.
Предпочтительные комплексные гетерополианионы представляют собой кремниймолибдаты, фосфомолибдаты, кремнийвольфраматы и фосфовольфраматы или их смеси с кремниймолибденовыми кислотами, фосфомолибденовыми кислотами, кремнийвольфрамовыми кислотами или фосфовольфрамовыми кислотами.
Комплексные гетерополианионы, которые были структурно охарактеризованы, можно разделить на обширные группы в зависимости от стехиометрии гетероатом [X]: атом переходного металла [М] и в зависимости от координационного числа гетероатома (т.е. числа точек, в которых М связан с гетероатомом в комплексе). Комплексные гетерополианионы можно классифицировать в соответствии с отношением количества центральных атомов к количеству периферийных молибденовых или других подобных атомов. Например, различные типы известных комплексных гетерополианионов на основе молибдата характеризуются следующим Х:М соотношением с одним или более центральных атомов: Х:М=1:12, 1:11, 1:10, 1:9, 1:6, 2:10, 2:17, 2:5, 4:12, 1т:6т (т - неизвестно) и 1:1 - комплексных гетерополианионов. Известные вольфраматы включают все из вышеперечисленного в дополнение к 2:18, 2:17 и 2:4:18.
В предпочтительном варианте осуществления данного изобретения переходный металл комплексного гетерополианиона представляет собой молибден или вольфрам и более предпочтительно молибден. Особенно предпочтительное решение включает один или более комплексных гетерополианионов, [РМ012О30]-3, [РУ12О30]-3, [81М012О40]-4 и [81У12О40]-4 с одним или более моновалентных катионов, таких как, например, Н+, Ь1+, Να' и т.д.
В еще более предпочтительном варианте осуществления солевой раствор включает один или более комплексных гетерополианионов, [РМо!2О30]-3, |РУ|2О30|-3. [81М012О40]-4 и [81У!2О40]-4, с одним или более моновалентных катионов, таких как, например, Н+, Ь1+, Να' и т.д., причем производят предварительное насыщение солевого раствора галогенидной солью моновалентного металла того же состава, как та, которую выбирают для последующего помещения в гель в виде суспендированной соли.
Очевидно, что в случае получения агента для предотвращения поглощения жидкости пластом, обладающего высокой плотностью, в качестве отправной точки для приготовления агента можно выбрать солевой раствор с высокой плотностью. Солевой раствор стоит выбирать из тех растворов, которые совместимы с выбранной системой полимер/сшивающий агент или в качестве альтернативы систему полимер/сшивающий агент стоит выбирать из тех систем, которые совместимы с выбранным солевым раствором. Наконец, соль можно выбирать из тех солей, которые являются относительно плотными и высокорастворимыми в разбавленной кислоте, пластовых водах или пресной воде и которые практически нерастворимы в выбранном солевом растворе. В качестве альтернативы можно провести предварительное насыщение солевого раствора выбранной солью, таким образом приводя к тому, что любая прибавленная в дальнейшем соль будет практически нерастворимой в предварительно насыщенном солевом растворе.
В сокращенном виде считается, что методики в соответствии с указанным изобретением подходят для множества солевых растворов. Вышеприведенное перечисление не предназначено для охватывания всех возможных вариантов, и специалистам в данной области техники будет понятно, что можно использовать другие системы, не выходя за рамки объема данного изобретения.
- 8 014368
Примеры
Состав 1, представленный в таблице, описывает систему, к которой для достижения желаемой конечной плотности и эффекта предотвращения поглощения жидкости добавили частицы соли. Специалистам в данной области техники будет понятно, что для измерения поглощения жидкости можно использовать различные методики. Как отмечено выше, вариант осуществления данного изобретения относится к способам и составам, которые обеспечивают эффективный контроль поглощения жидкости пластом.
Например, испытания на поглощение жидкости длительностью от 30 с до 48 ч можно осуществлять в АНИ-стандартном устройстве высокого давления и высокой температуры (ВДВТ) (см.: АНИ 13-В1 с одной модификацией: заменой алокситного или керамического диска на бумагу). Температура испытаний, используемая для достижения приведенных ниже показаний, была определена заранее, например, в соответствии с температурой на забое скважины, при которой предполагается использование жидкости в условиях эксплуатации.
Устройство ВДВТ, как правило, работает при перепаде давлений в 3,4 МПа (500 фунт/дюйм2) при использовании, например, алокситного диска номиналом 65 млД (ячейка ВДВТ). В общем случае для испытаний на поглощение жидкости 500 мл ячейку ВДВТ помещают в устройство ВДВТ, в котором затем создают избыточное давление и которое нагревают до заранее определенной температуры. Затем открывают напорный клапан, расположенный в устройстве ВДВТ, и измеряют объем фильтрации относительно времени. Обсуждение вышеупомянутого способа исследования не предусматривает ограничения объема данного изобретения.
Состав 1
ЕСЕ-680 39,94 г/л (14,00 фунт/баррель)
Сопе, концентрированная НС1 3,57 г/л (1,25 фунт/баррель)
Полипропиленгликоль 39,94 г/л (14,00 фунт/баррель)
МдО 3,59 г/л (1,26 фунт/баррель)
14,2 фунт/галлон солевой раствор СаВг2 1568,3 г/л (549,70 фунт/баррель)
ЫаВг 94,15 г/л (33,00 фунт/баррель)
Будет понятно, что выбранный 1,7 кг/л (14,2 фунт/галлон) солевой раствор является плотным, выбранная система полимер/сшивающий агент совместима с ним, а выбранный ИаВг является плотным и практически нерастворимым в 1,7 кг/л (14,2 фунт/галлон) солевом растворе, но легко растворим в разбавленной кислоте, пластовых водах и пресной воде.
Опишем один способ получения солевого агента в соответствии с составом 1. Во-первых, ЕСЕ-680 (которая представляет собой суспензию ДФГЭЦ) необходимо тщательно перемешивать до повторного диспергирования полимера.
Предпочтительно до прибавления пропиленгликоля суспензию необходимо тщательно перемешивать ручным переносным мешателем до тех пор, пока как сама суспензия, так и ее цвет не станут однородными.
После тщательного перемешивания суспензии до повторного диспергирования полимера следующий шаг заключается в объединении приблизительно одинаковой массы спирта (в данном случае пропиленгликоля) и ЕСЕ-680 и тщательном перемешивании до диспергирования полимера и получения премикса. Данная стадия содействует инициированию гидратации полимера. Хотя был упомянут пропиленгликоль, специалистам в данной области техники будет понятно, что можно использовать большое число других спиртов (метанол, этанол, этиленгликоль, моноалкоксиэфиры гликолей, моноалкоксиэфиры олигомеров гликолей и т.д.). Предпочтительно перемешивание продолжают до тех пор, пока как сама суспензия, так и ее цвет не станут однородными, перед прибавлением солевого раствора для завершения скважины.
После образования премикса в смесительное устройство помещают требуемый объем солевого раствора. В данном варианте осуществления используют 1,7 кг/л (14,2 фунт/галлон) СаВг2. Предпочтительно некоторое количество солевого раствора оставляют для приготовления суспензии после перемешивания. В выбранных вариантах осуществления рН солевого раствора задают от приблизительно 5 до приблизительно 7. При необходимости рН солевого раствора можно регулировать при помощи извести или хлороводородной или бромоводородной кислоты.
- 9 014368
В процессе циркуляции солевого раствора к нему прибавляют заранее перемешанную суспензию ЕСЕ-680/пропиленгликоль. В данном варианте осуществления циркуляцию и взбалтывание продолжают в течение приблизительно 10 мин до прибавления хлороводородной кислоты. Затем рН агента доводят до значения ниже 0,5 при помощи 33% соляной кислоты. В целях безопасности рекомендуется прибавлять только 0,63 л (1/6 галлона) кислоты на 158,99 л (1 баррель) целевого раствора за один раз и позволить перемешиваться в течение по крайней мере 5 мин до проверки рН или последующего прибавления.
Как только гель становится вязким (приблизительно 20-30+ сП при 300 об/мин на ротационном вискозиметре Фэнна 35), циркуляцию через центробежный насос прекращают, продолжая медленное взбалтывание. ЕСЕ-680 позволяют гидратироваться до полного гидратирования, что определяют по отсутствию видимых изменений в вязкости геля в смесительном устройстве. На данном этапе жидкость будет, как правило, иметь оранжевую окраску, а вязкость выйдет за пределы шкалы при 300 об/мин на ротационном вискозиметре Фэнна 35.
В то время как гель гидратируется, необходимо приготовить МдО для прибавления к гелю. Используя оставленный солевой раствор, приготавливают суспензию солевой раствор/МдО 9:1. Прибавление солевого раствора способствует диспергированию сшивающего агента (или в данном случае активатора сшивки, поскольку в конечном агенте ионов кальция значительно больше, чем ионов магния, поэтому МдО стоит рассматривать в качестве активатора, который позволяет повышать рН и приводит к сшиванию многочисленными бивалентными катионами).
Как только полимер ЕСЕ-680 полностью гидратировался, начинают циркуляцию геля при помощи смесительного устройства. Во время циркуляции в смесительное устройство медленно помещают суспензию МдО. Размывающее действие циркулирующего геля должно способствовать равномерному диспергированию суспензии МдО. Если достаточное сшивание не начинает происходить в течение 30 мин, дополнительно суспендируют 25% МдО.
Сшивание происходит не сразу же, а в течение нескольких часов, приводя к удвоению эффективной вязкости смеси в течение данных нескольких часов. В дальнейшем эффективная вязкость смеси будет продолжать увеличиваться, пока не достигнет предельной вязкости, вязкости полутвердого геля.
Частицы соли (в данном случае ИаВт) можно прибавлять на любой стадии указанных выше процессов, но чаще всего их прибавляют до прибавления сшивающего агента, после прибавления некоторого (не всего) количества сшивающего агента (или активатора сшивки) или после прибавления всего сшивающего агента (или активатора сшивки). В данном примере ИаВт можно прибавлять после того, как был прибавлен весь МдО. На основе значений, указанных выше, полученный продукт будет обладать конечной плотностью, составляющей приблизительно 1,8 кг/л (15,2 фунт/галлон).
Контроль плотности.
Одна выгодная особенность данного изобретения заключается в том, что при помощи контролируемого прибавления частиц соли можно контролировать предельную плотность. Например, агенты для предотвращения поглощения жидкости пластом в соответствии с вариантами осуществления данного изобретения могут обладать плотностью, изменяющейся от 1,3 кг/л (11 фунт/галлон) до приблизительно 4,2 кг/л (35 фунт/галлон) в зависимости от объемной доли частиц соли и плотности соли. Составы 2-4, приведенные ниже, иллюстрируют это.
Вышеприведенная таблица демонстрирует, что, контролируя количество и природу добавок, можно достичь желаемой конечной плотности солевого агента.
- 10 014368
Более того, в рамках данной плотности для достижения желаемой плотности можно использовать большое число различных солей. Например, принимая желаемую конечную плотность продукта равной приблизительно 1,9 кг/л (16 фунтов/на галлон), на основе номинального значения 1,6 кг/л (13,8 фунт/галлон) для полимерного геля для получения 1,9 кг/л (16 фунт/галлон) агента необходимо использовать следующие объемы соли.
Соль Плотность соли Объемная доля соли
Сз1 37,64 0,092
СзВг 37,05 0, 095
СзС1 33,28 0, 113
N31 30,60 о, 131
ИаВг 26,73 0, 170
ΚΙ 26,12 0, 187
КВг 22, 95 0,241
ИаС1 18,05 0,518
КС1 16, 56 0,798
Выгодным образом варианты осуществления данного изобретения можно использовать для создания агентов для предотвращения поглощения жидкости пластом, обладающих различной плотностью, которые можно закачивать в скважины для предотвращения выхода жидкостей в подземные пласты или входа жидкостей из них. В частности, варианты осуществления данного изобретения выгодным образом предоставляют гибкую недорогую экологически чистую систему, способную значительно уменьшить или предотвратить поглощение жидкости.
Выгодным образом варианты осуществления данного изобретения можно использовать для создания агентов для предотвращения поглощения жидкости пластом, обладающих различной плотностью, которые легко разрушаются под действием относительно слабой кислоты, такой как, например, 10% хлороводородная кислота или 20% лимонная кислота, причем некоторая часть или вся соль легко растворима в указанной кислоте, в то время как любые остатки разрушенного геля и/или соли легко удаляются с плоскости забоя промыванием пресной водой или последующим поступлением пластовых жидкостей.
Хотя данное изобретение было описано при помощи ограниченного числа вариантов осуществления, специалистам в данной области техники, воспользовавшимся данным раскрытием, будет понятно, что можно разработать другие варианты осуществления, не выходя за рамки объема изобретения, раскрытого здесь. Соответственно объем данного изобретения должен ограничиваться только на основе приложенной формулы изобретения.

Claims (20)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Агент для предотвращения поглощения жидкости пластом, включающий солевой раствор;
    сшитую полимерную гелевую матрицу, образованную из диспергируемого в солевом растворе полимера;
    твердые частицы соли, суспендированные в сшитой гелевой матрице; и спирт.
  2. 2. Агент по п,1, в котором твердые частицы соли состоят по крайней мере из одной соли, выбранной из ЫС1, Ь1Вг, Ы1, ИаС1, ЫаВг, Иа1, КС1, КВг, ΚΙ, КЬС1, КЬВг, КЬ1, СкС1, СкВг, Ск1, МдС12, МдВг2, Мд12, СаС12, СаВг2, Са12, 8гС12, 8гВг2, 8γΙ2, Ζ§Ο2. Ζ^Βγ2, ΖηΙ2 и их смесей.
  3. 3. Агент по п.1, в котором солевой раствор включает водные растворы солей переходных металлов, причем водный раствор содержит анион формулы [Ап+ВтОк]х-, где (А) выбран из элементов IV группы, элементов V группы, элементов ряда переходных металлов и редкоземельных металлов; (В) представляет собой один или более элементов ряда переходных металлов, имеющих атомную массу между 50 и 201 включительно; О представляет собой кислород, т представляет собой целое число от 6 до 18 включительно, к представляет собой целое число от 24 до 62 включительно и х представляет собой целое число от 1 до 10.
  4. 4. Агент по п.1, в котором полимер до сшивания представляет собой по крайней мере один полимер, выбранный из группы, состоящей из гидроксиэтилцеллюлозы (ГЭЦ), функционализированной ГЭЦ, гуаров, функционализированных гуаров, крахмалов, функционализированных крахмалов, склероглюканов, веллановых смол, смолы плодоворожкового дерева, смолы карая, трагакантовой смолы, каррагенанов, альгинатов, гуммиарабика и биополимеров.
  5. 5. Агент по п.1, в котором до сшивания полимер представляет собой по крайней мере один полимер, выбранный из группы, состоящей из полиэтиленгликоля (ПЭГ), полидиаллиламина, полиакриламида, полиакрилонитрила, поливинилацетата, поливинилового спирта, поли(аминометилпропилсульфоната [АМПС]), поливиниламина, поливинилсульфоната, полистиролсульфоната, полиакрилата, полиметилак
    - 11 014368 рилата, полиметакрилата, полиметилметакрилата, поливинилпирролидона, поливиниллактама, сополимеров или трехкомпонентных или четырехкомпонентных сополимеров следующих мономеров: этилена, бутадиена, изопрена, стирола, дивинилбензола, дивиниламина, 1,4-пентадиен-3-она (дивинилкетона), 1,6-гептадиен-4-она (диаллилкетона), диаллиламина, этиленгликоля, акриламида, АМПС, акрилонитрила, винилацетата, винилового спирта, виниламина, винилсульфоната, стиролсульфоната, акрилата, метилакрилата, метакрилата, метилметакрилата, винилпирролидона и виниллактама.
  6. 6. Агент по п.1, который обладает плотностью от приблизительно 1300 до приблизительно 4200 г/л.
  7. 7. Агент по п.1, дополнительно включающий по крайней мере один компонент из кислоты и рНбуфера.
  8. 8. Агент по п.1, в котором спирт представлен по меньшей мере одним, выбранным из ряда метанола, этанола, гликоля, этиленгликоля, моноалкоксиэфиров гликоля, моноалкоксиэфиров олигомеров гликоля.
  9. 9. Способ уменьшения поглощения жидкости пластом, включающий закачивание выбранного количества агента для предотвращения поглощения жидкости в пласт, причем агент для предотвращения поглощения жидкости пластом включает солевой раствор;
    сшитую полимерную гелевую матрицу, образованную из диспергируемого в солевом растворе полимера;
    твердые частицы соли, суспендированные в сшитой гелевой матрице; и спирт.
  10. 10. Способ по п.9, в котором твердые частицы соли состоят по крайней мере из одной соли, выбранной из ЫС1, Ь1Бт, Ш, ЫаС1, ЫаБг, Ыа1, КС1, КВг, ΚΙ, ВЬС1, ВЬВг, ВЫ, С8С1, СкВт, Сз1, МдС12, МдВт2, Мд12, СаС12, СаВг2, Са12, 8тС12, 8тВт2, δτΙ2, Ζβί’12. 2дВт2, ΖηΙ2 и их смесей.
  11. 11. Способ по п.9, в котором солевой раствор включает водные растворы солей переходных металлов, причем водный раствор содержит анион формулы [Ап+ВтОк]х-, где (А) выбран из элементов IV группы, элементов V группы, элементов ряда переходных металлов и редкоземельных металлов; (В) представляет собой один или более элементов ряда переходных металлов, имеющих атомную массу между 50 и 201 включительно; О представляет собой кислород, т представляет собой целое число от 6 до 18 включительно, к представляет собой целое число от 24 до 62 включительно и х представляет собой целое число от 1 до 10.
  12. 12. Способ по п.9, в котором полимер до сшивания представляет собой по крайней мере один полимер, выбранный из группы, состоящей из гидроксиэтилцеллюлозы (ГЭЦ), функционализированной ГЭЦ, гуаров, функционализированных гуаров, крахмалов, функционализированных крахмалов, склероглюканов, веллановых смол, смолы плодоворожкового дерева, смолы карая, трагакантовой смолы, каррагенанов, альгинатов, гуммиарабика и биополимеров.
  13. 13. Способ по п.9, в котором до сшивания полимер представляет собой по крайней мере один полимер, выбранный из группы, состоящей из полиэтиленгликоля (ПЭГ), полидиаллиламина, полиакриламида, полиакрилонитрила, поливинилацетата, поливинилового спирта, поли(аминометилпропилсульфоната [АМПС]), поливиниламина, поливинилсульфоната, полистиролсульфоната, полиакрилата, полиметилакрилата, полиметакрилата, полиметилметакрилата, поливинилпирролидона, поливиниллактама, сополимеров или трехкомпонентных или четырехкомпонентных сополимеров следующих мономеров: этилена, бутадиена, изопрена, стирола, дивинилбензола, дивиниламина, 1,4-пентадиен-3-она (дивинилкетона), 1,6-гептадиен-4-она (диаллилкетона), диаллиламина, этиленгликоля, акриламида, АМПС, акрилонитрила, винилацетата, винилового спирта, виниламина, винилсульфоната, стиролсульфоната, акрилата, метилакрилата, метакрилата, метилметакрилата, винилпирролидона и виниллактама.
  14. 14. Способ по п.9, в котором агент обладает плотностью от приблизительно 1318 до приблизительно 4194 г/л.
  15. 15. Способ по п.9, дополнительно включающий использование по крайней мере одного компонента из ряда кислот и рН-буфера.
  16. 16. Способ по п.9, в котором спирт представлен по меньшей мере одним, выбранным из ряда метанола, этанола, гликоля, этиленгликоля, моноалкоксиэфиров гликоля, моноалкоксиэфиров олигомеров гликоля.
  17. 17. Способ получения агента для предотвращения поглощения жидкости пластом, включающий получение премикса полимера и спирта;
    смешивание желаемого количества солевого раствора с премиксом;
    прибавление твердых частиц соли и прибавление по крайней мере одного из двух компонентов: активатора сшивки и сшивающего агента; где сшитый полимер образует гелевую матрицу, в которой суспендированы твёрдые частицы соли.
  18. 18. Способ по п.17, в котором получение премикса включает смешивание дважды функционализированной гидроксиэтилцеллюлозы и гликоля в соотношении приблизительно 1:1.
  19. 19. Способ по п.17, в котором по крайней мере один активатор сшивки включает оксид магния.
  20. 20. Способ по п.17, в котором количество солевого раствора выбирают таким образом, чтобы плот
    - 12 014368 ность агента для предотвращения поглощения жидкости пластом составляла от приблизительно 1300 до приблизительно 4200 г/л.
    4^) Евразийская патентная организация, ЕАПВ
    Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
EA200800184A 2005-06-30 2006-06-29 Агент для предотвращения поглощения жидкости пластом, способ его получения и способ уменьшения поглощения жидкости EA014368B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US69580305P 2005-06-30 2005-06-30
PCT/US2006/025320 WO2007005499A1 (en) 2005-06-30 2006-06-29 Fluid loss pills

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200800184A1 EA200800184A1 (ru) 2008-06-30
EA014368B1 true EA014368B1 (ru) 2010-10-29

Family

ID=36999368

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200800184A EA014368B1 (ru) 2005-06-30 2006-06-29 Агент для предотвращения поглощения жидкости пластом, способ его получения и способ уменьшения поглощения жидкости

Country Status (8)

Country Link
US (1) US8664165B2 (ru)
EP (1) EP1896548A1 (ru)
CN (1) CN101213268B (ru)
CA (1) CA2613861C (ru)
EA (1) EA014368B1 (ru)
MX (1) MX2008000063A (ru)
NO (1) NO20080542L (ru)
WO (1) WO2007005499A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2655275C2 (ru) * 2013-10-23 2018-05-24 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Флюиды для обработки скважин, содержащие циркониевый сшиватель, и способы их применения

Families Citing this family (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2692794C (en) 2007-07-10 2013-05-14 M-I Llc Methods and compositions for preventing high density well completion fluid loss
EA017146B1 (ru) 2007-07-26 2012-10-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ регулирования поглощения бурового раствора
BRPI0912204A2 (pt) 2008-05-05 2015-10-06 Mi Llc métodos e fluidos de furo de poço de base aquosa para redução da perda de filtrado e de fluido no furo de poço
WO2009156372A1 (en) 2008-06-23 2009-12-30 M-I Drilling Fluids Uk Limited Copolymer for shale stabilization and method of use
US7971644B2 (en) 2009-01-20 2011-07-05 Schlumberger Technology Corporation Fluid loss additive and breaking agent
CN101747879B (zh) * 2009-12-15 2013-05-01 中国石油大学(华东) 薄层油藏控制底水锥进的隔板及其注入方法
CN102311723A (zh) * 2011-06-29 2012-01-11 陆明富 一种钻井液用降漏失剂的制备方法
US8955587B2 (en) 2011-11-16 2015-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. Well completion methods using gellable treatment fluids having long term thermal stability of the gelled state
RU2525413C2 (ru) * 2012-04-12 2014-08-10 Александр Петрович Линецкий Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин
CN103305207A (zh) * 2013-06-06 2013-09-18 上海贵通新材料科技有限公司 一种新型环保的油气田开采用压裂液
US20140378353A1 (en) * 2013-06-24 2014-12-25 Halliburton Energy Services, Inc. Inhibiting Salting Out of Diutan or Scleroglucan in Well Treatment
CN106062306A (zh) * 2014-01-24 2016-10-26 斯伦贝谢技术有限公司 再利用水力压裂中未处理的产出水的方法
CN104031621B (zh) * 2014-05-17 2017-03-08 青岛蓬勃石油技术服务有限公司 一种钻井液降滤失剂及其制备方法
CN104558217B (zh) * 2014-12-30 2017-02-01 北京中科日升科技有限公司 钻井液用交联淀粉及其制备方法
US10316413B2 (en) 2015-08-18 2019-06-11 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Self-healing coatings for oil and gas applications
US10954771B2 (en) * 2017-11-20 2021-03-23 Schlumberger Technology Corporation Systems and methods of initiating energetic reactions for reservoir stimulation
US11859126B1 (en) * 2018-07-24 2024-01-02 Alleman Consulting, Llc Method of using crosslinked guar polymer as fluid loss pill
US20220267665A1 (en) * 2021-02-19 2022-08-25 Quidnet Energy Inc. Mitigation of Fluid Loss from Underground Reservoirs by Electrostatically-Driven Assembly of Particles

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1733459A1 (ru) * 1989-10-23 1992-05-15 В.Н.Дегт рев, В.Я.Кабо, В.П.Перунов и А.С.Болдырев Герметизирующа композици
EP0673985A1 (en) * 1994-03-25 1995-09-27 Texas United Chemical Company, Llc. Methods of reducing fluid loss and polymer concentration of well drilling and servicing fluids
RU2062863C1 (ru) * 1990-10-12 1996-06-27 Маратон Ойл Компани Способ селективного перемещения невызревшего текучего геля сшитого полимера в участке близлежащей буровой скважины, имеющем лежащий внизу водоносный слой с жидкостным сообщением с этим участком
EP0726302A1 (en) * 1995-02-10 1996-08-14 Texas United Chemical Company, Llc. Low solids, high density fluids
RU2107811C1 (ru) * 1996-10-22 1998-03-27 Краснопевцева Наталия Валентиновна Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений
US6004475A (en) * 1996-06-27 1999-12-21 Fmc Corporation Corrosion inhibiting solutions for refrigeration systems comprising heteropoly complex anions of transition metal elements
RU2243238C2 (ru) * 1999-03-05 2004-12-27 Штокхаузен Гмбх Унд Ко. Кг Порошкообразные, сшитые, абсорбирующие полимеры, способ их получения и их применение

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4552215A (en) 1984-09-26 1985-11-12 Halliburton Company Method of gravel packing a well
US4822500A (en) 1988-02-29 1989-04-18 Texas United Chemical Corporation Saturated brine well treating fluids and additives therefore
US5372732A (en) * 1992-10-21 1994-12-13 Halliburton Company Delayed release borate crosslinking agent
US5304620A (en) * 1992-12-21 1994-04-19 Halliburton Company Method of crosslinking cellulose and guar derivatives for treating subterranean formations
US5439057A (en) 1994-04-29 1995-08-08 Halliburton Company Method for controlling fluid loss in high permeability formations
US5728652A (en) * 1995-02-10 1998-03-17 Texas United Chemical Company, Llc. Brine fluids having improved rheological charactersitics
EP0749697A1 (en) 1995-06-22 1996-12-27 Hercules Incorporated Coated food
US5785747A (en) * 1996-01-17 1998-07-28 Great Lakes Chemical Corporation Viscosification of high density brines
US5680900A (en) * 1996-07-23 1997-10-28 Halliburton Energy Services Inc. Method for enhancing fluid loss control in subterranean formation
US5981447A (en) 1997-05-28 1999-11-09 Schlumberger Technology Corporation Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations
US5996694A (en) 1997-11-20 1999-12-07 Halliburton Energy Service, Inc. Methods and compositions for preventing high density well completion fluid loss
US6620341B1 (en) * 1999-12-23 2003-09-16 Fmc Corporation Corrosion inhibitors for use in oil and gas wells and similar applications
US7825073B2 (en) * 2004-07-13 2010-11-02 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising clarified xanthan and associated methods

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1733459A1 (ru) * 1989-10-23 1992-05-15 В.Н.Дегт рев, В.Я.Кабо, В.П.Перунов и А.С.Болдырев Герметизирующа композици
RU2062863C1 (ru) * 1990-10-12 1996-06-27 Маратон Ойл Компани Способ селективного перемещения невызревшего текучего геля сшитого полимера в участке близлежащей буровой скважины, имеющем лежащий внизу водоносный слой с жидкостным сообщением с этим участком
EP0673985A1 (en) * 1994-03-25 1995-09-27 Texas United Chemical Company, Llc. Methods of reducing fluid loss and polymer concentration of well drilling and servicing fluids
EP0726302A1 (en) * 1995-02-10 1996-08-14 Texas United Chemical Company, Llc. Low solids, high density fluids
US6004475A (en) * 1996-06-27 1999-12-21 Fmc Corporation Corrosion inhibiting solutions for refrigeration systems comprising heteropoly complex anions of transition metal elements
RU2107811C1 (ru) * 1996-10-22 1998-03-27 Краснопевцева Наталия Валентиновна Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений
RU2243238C2 (ru) * 1999-03-05 2004-12-27 Штокхаузен Гмбх Унд Ко. Кг Порошкообразные, сшитые, абсорбирующие полимеры, способ их получения и их применение

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2655275C2 (ru) * 2013-10-23 2018-05-24 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Флюиды для обработки скважин, содержащие циркониевый сшиватель, и способы их применения

Also Published As

Publication number Publication date
NO20080542L (no) 2008-03-28
US8664165B2 (en) 2014-03-04
CN101213268A (zh) 2008-07-02
US20100004145A1 (en) 2010-01-07
MX2008000063A (es) 2008-04-04
EP1896548A1 (en) 2008-03-12
CA2613861C (en) 2011-02-22
WO2007005499A1 (en) 2007-01-11
CN101213268B (zh) 2014-11-05
EA200800184A1 (ru) 2008-06-30
CA2613861A1 (en) 2007-01-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA014368B1 (ru) Агент для предотвращения поглощения жидкости пластом, способ его получения и способ уменьшения поглощения жидкости
US10280353B2 (en) Drilling fluid
EP1991633B1 (en) Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent
US7207388B2 (en) Non-Damaging Fluid-Loss Pill and Method of Using the Same
US5981447A (en) Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations
US8067343B2 (en) Methods and compositions for preventing high density well completion fluid loss
WO2007026144A1 (en) Fluid-loss control pills comprising breakers that comprise orthoesters and/or poly(orthoesters) and methods of use
WO2004063521A2 (en) Annular fluids and methods of emplacing the same
EA011222B1 (ru) Добавки к жидкости для гидроразрыва пласта в виде сухой смеси
EP2132279A1 (en) Drilling fluid and method for drilling in coal-containing formations
AU2005312035A1 (en) Drilling fluid additive and method
CA2802048A1 (en) Drilling fluid and method for drilling a wellbore
BRPI0613088A2 (pt) pìlulas de perda de fluido, método para reduzir a perda de fluido e método para formar uma pìlula de perda de fluido

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ KZ RU