EA014520B1

EA014520B1 - Скважинный раствор

Info

Publication number: EA014520B1
Application number: EA200900041A
Authority: EA
Inventors: Саймон Нил Данкам; Кристофер Алан Содон
Original assignee: Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед
Priority date: 2006-06-26
Filing date: 2007-06-21
Publication date: 2010-12-30
Also published as: WO2008001049A1; US7919437B2; CA2656294C; EA200900028A1; US7943554B2; US20090247428A1; EP2038365A1; EA016562B1; WO2008001049A8; CA2656294A1; CA2656289A1; EA200900041A1; EP2041236A1; US20100016179A1; WO2008001048A1

Abstract

В изобретении описан скважинный раствор, содержащий непрерывную водную фазу и содержащий по меньшей мере один полимер, который обладает молекулярной массой в диапазоне от 10000 до менее 100000; содержит гидрофильные звенья, такие, что растворимость полимера в воде при 20°С составляет не менее 2%, и такие, что менее 50 мас.% из указанных гидрофильных звеньев представляют собой звенья -СНСНО-; и содержит боковые алкильные группы, содержащие не менее 10 атомов углерода, суммарная молекулярная масса указанных боковых алкильных групп находится в диапазоне от 15 до 70 мас.% в пересчете на массу полимера. Такие скважинные растворы на водной основе обладают значительно улучшенными характеристиками водоотдачи при использовании в скважинных операциях, таких как бурение, заканчивание или ремонт.

Description

Настоящее изобретение относится к обладающему низкой водоотдачей скважинному раствору на водной основе, например буровому раствору, раствору для закачивания скважин, раствору для ремонта скважин или пакерному раствору.

Обычно бурение скважины в грунте с помощью вращательного бурения включает циркуляцию бурового раствора от поверхности почвы вниз по бурильной колонне, на нижнем конце содержащей буровое долото, и через отверстия в буровом долоте в забой скважины и затем обратно на поверхность через кольцевое затрубное пространство, образовавшееся вокруг бурильной колонны. Буровой раствор предназначен для охлаждения бурового долота, транспортировки выбуренной породы на поверхность и для стабилизации скважины.

Затруднением, часто встречающимся при бурении скважины, является потеря неприемлемо больших количеств бурового раствора в подземном пласте, через который проходит скважина. Это затруднение часто называют потерей циркуляции и пласты, в которых теряется буровой раствор, часто называют зонами потери циркуляции бурового раствора или зонами поглощения. Потеря циркуляции при бурении скважины может быть вызвана разными причинами. Например, пласт, через который проходит скважина, может содержать разломы или трещины. Кроме того, пласт может просто быть недостаточно прочным, чтобы выдерживать давление, создаваемое буровым раствором, и может разрушаться под действием этого давления и допускать протекание бурового раствора внутрь.

Дополнительное затруднение, связанное с бурением через высокопроницаемый пласт с использованием бурового долота, находящегося на нижнем конце бурильной колонны, заключается в том, что иногда бурильная колонна прихватывается и ее невозможно поднимать, опускать или вращать. Существуют многочисленные причины этого затруднения, одним из самых распространенных из которых является прихват под действием перепада давлений. Прихват под действием перепада давлений происходит при бурении проницаемого пласта, при котором давление в скважине больше давления в пласте, и когда бурильная колонна не перемещается относительно стенки скважины в течение времени, достаточного для того, чтобы вокруг колонны образовалась фильтрационная корка, содержащая твердые вещества бурового раствора. Тогда давление бурового раствора удерживает колонну у фильтрационной корки. Уменьшение водоотдачи из бурового раствора уменьшит толщину фильтрационной корки и тем самым уменьшит частоту прихвата под действием перепада давлений.

Потери (снижение продуктивности) вызваны проникновением жидкости в продуктивный пласт, связанным с фильтрацией из буровых растворов из других типов скважинных растворов, таких как растворы для закачивания скважин, растворы для ремонта скважин, пакерные растворы. Поэтому желательно уменьшить водоотдачу из скважинного раствора в подземный пласт, предпочтительно водоотдачу из бурового раствора в подземный пласт.

Известно, что композиции скважинных растворов, в частности композиции буровых растворов, являются текучими системами, которые обычно в ограниченной степени загущены. Скважинные растворы можно разделить на три следующих класса: скважинные растворы на нефтяной основе, которые, как правило, используют в виде так называемых обращенных эмульсионных растворов и представляют собой композиции типа эмульсии вода-в-масле, в которых водная фаза распределена в непрерывной масляной фазе в виде гетерогенной мелкодисперсной дисперсии; скважинные растворы на чисто водной основе и скважинные растворы на водной основе типа эмульсии масло-в-воде, в которых масляная фаза распределена в непрерывной водной фазе в виде гетерогенной мелкодисперсной дисперсии. Недостатком скважинных растворов на нефтяной основе является то, что нефть склонна покрывать выбуренную породу, что приводит к затруднениям, связанным с загрязнением окружающей среды, в особенности при бурении в море, когда выбуренную породу выбрасывают. Для предотвращения сильного загрязнения нефть следует отделить от выбуренной породы до выбрасывания последней. Затруднительно и дорого уменьшить количество нефтяных загрязнений до допустимых в настоящее время уровней, но даже эти небольшие количества остаточной нефти нежелательны с экологической точки зрения и постоянно требуют заменить скважинные растворы на нефтяной основе на растворы на водной основе. Однако технические характеристики и особенности растворов на водной основе значительно отличаются от характеристик растворов на нефтяной основе, и задача разработки растворов на водной основе является трудной. Настоящее изобретение относится к улучшенным системам на водной основе, т.е. к системам, содержащим непрерывную водную фазу, т.е. к растворам на чисто водной основе или к эмульсиям типа масло-вводе.

Скважинные растворы часто содержат полимеры, выполняющие разные функции. Полимеры обычно прибавляют для изменения различных характеристик раствора, например для повышения вязкости раствора. Например, в \УО 2005/105949 описана композиция бурового раствора, включающая раствор не на водной основе, смесь одного или большего количества сополимеров и полиэтилен. Совместное использование полиэтилена и сополимера приводит к улучшенным характеристикам текучести и прочности геля. Технология применима только к растворам не на водной основе.

Согласно изобретению мы установили, что путем использования определенного типа полимера, структура которого содержит определенную комбинацию фрагментов, для растворов на водной основе можно значительно уменьшить водоотдачу.

- 1 014520

В соответствии с этим настоящее изобретение относится к скважинному раствору, содержащему непрерывную водную фазу и содержащему по меньшей мере один полимер, который обладает молекулярной массой в диапазоне от 10000 до менее 100000;

содержит гидрофильные звенья, такие, что растворимость полимера в воде при 20°С составляет не менее 2%;

содержит боковые алкильные группы, содержащие не менее 10 атомов углерода, суммарная молекулярная масса указанных боковых алкильных групп находится в диапазоне от 15 до 70 мас.% в пересчете на массу полимера.

Многие полимеры, применявшиеся в качестве добавок в скважинных растворах в предшествующем уровне техники, обладают очень большими молекулярными массами, часто разработаны специально для повышения вязкости раствора или даже для образования геля. В отличие от этого, полимеры, применяющиеся в настоящем изобретении, обладают относительно низкой молекулярной массой, т. е. среднечисловой молекулярной массой, равной менее 100000, предпочтительно менее 90000, более предпочтительно менее 60000. Минимальная молекулярная масса равна 10000, например от 10000 до 55000.

Вязкость систем, содержащих полимер, обычно зависит от молекулярной массы, материалы с низкой молекулярной массой обычно приводят к соответствующей низкой вязкости. Полимеры, применяющиеся в настоящем изобретении, специально предназначены для придания относительно низкой вязкости: предпочтительно, если они являются такими, чтобы вязкость 5 мас.% раствора полимера в пресной воде при температуре, равной 20°С, и при рН, равном от 10 до 12, не превышала 50 сП, предпочтительно не превышала 25 сП при измерении с помощью реометра Рапп 35 при скорости вращения ротора, равной 300 об./мин.

Полимеры, применяющиеся в растворах, предлагаемых в настоящем изобретении, содержат гидрофильные звенья для обеспечения достаточной растворимости в воде. Полимеры на основе этиленоксида содержат звенья -СН₂СН₂О- и обладают той нежелательной особенностью, что становятся не растворимыми в воде при высокой температуре и высокой солености, часто встречающейся в скважинных растворах. Простые эфирные атомы кислорода являются гидрофильными и сольватированы водой, например, при комнатной температуре, но они дегидратируются при температуре около 100°С, что вызывает отделение полимерной фазы. Другой пример обсужден в публикации \Уи с1 а1., 1. Р11У5.: Сопбепк. Майет 18 (2006) 4461-4471, в которой показано, что высокие температуры приводят к отделению полимерной фазы, эффект усиливается при добавлении соли. Поэтому полимеры, которые преимущественно основаны на звеньях -СН2СН2О- в качестве гидрофильных фрагментов, непригодны для настоящего изобретения. Полимеры, применяющиеся в настоящем изобретении, характеризуются тем, что менее 50 мас.%, предпочтительно менее 10 мас.% и более предпочтительно ни одно из указанных гидрофильных звеньев не содержит звенья -СН₂СН₂О-. Полимеры, преимущественно основанные на таких звеньях (т.е. полимеры типа полиэтиленоксид- и полиэтиленгликоль-олигоэтиленгликоль) обладают низкой температурой помутнения, обычно ниже 100°С в дистиллированной воде (температура помутнения - это температура, при которой водный раствор полимера концентрации 1 мас.% становится мутным, поскольку полимер начинает выделяться из раствора). Например, сам полиэтиленоксид обладает температурой помутнения в деионизированной воде, равной около 100°С. Обычно полимеры, применяющиеся в настоящем изобретении, не обладают температурой помутнения или обладают температурами помутнения в дистиллированной воде, превышающими 105°С. Они могут, например, обладать температурой помутнения, превышающей 130°С, например превышающей 150°С. Наиболее предпочтительно, если они не обладают температурой помутнения в диапазоне до не менее 200°С. Альтернативный вариант осуществления настоящего изобретения относится к скважинному раствору на водной основе, содержащему по меньшей мере один полимер, который обладает молекулярной массой в диапазоне от 10000 до менее 100000;

не обладает температурой помутнения или обладает температурой помутнения, превышающей 105°С в дистиллированной воде; и содержит боковые алкильные группы, содержащие не менее 10 атомов углерода, суммарная молекулярная масса указанных боковых алкильных групп находится в диапазоне от 15 до 70 мас.% в пересчете на массу полимера.

Главной особенностью полимеров, применяющихся в настоящем изобретении, является то, что они содержат боковые алкильные группы, содержащие в боковой алкильной цепи не менее 8, предпочтительно не менее 10, более предпочтительно не менее 12, еще более предпочтительно не менее 16 атомов углерода. Эти алкильные группы образуют в полимере гидрофобные элементы. Предпочтительно, если они содержатся в таком количестве, что суммарная молекулярная масса указанных боковых алкильных групп находится в диапазоне от 15 до 70%, предпочтительно от 30 до 70 мас.% в пересчете на массу полимера.

Полимер, применяющийся в настоящем изобретении, может обладать линейной полимерной главной цепью или разветвленной полимерной главной цепью. Предпочтительно, если главная цепь полиме

- 2 014520 ра или не сшита, или обладает низкой степенью сшивки.

Полимер может представлять собой гомополимер, в котором структурные звенья образованы из мономера, содержащего и гидрофильные звенья, и гидрофобные звенья, и содержащего боковые алкильные группы (или содержащего функциональные группы, которые могут превращаться в гидрофильное звено и/или в гидрофобное звено, содержащее боковую алкильную группу), или из гидрофильного мономера, к которому затем прививают боковые алкильные группы. Например, полимер может являться гомополимером моноэфира малеиновой кислоты и высшего спирта общей формулы НО(О)ССН=СНС(О)ОК, в которой К. обозначает С₈-С₄₀ алкильную группу, предпочтительно С₁₀-С₄₀ алкильную группу, более предпочтительно С₁₂-С₃₀ алкильную группу, например монолаурилмалеат.

Полимер также может представлять собой сополимер, например статистический сополимер, чередующийся сополимер или блок-сополимер, содержащий по меньшей мере один гидрофобный мономер и по меньшей мере один гидрофильный мономер. Примеры гидрофильных мономеров включают акриловую кислоту, метакриловую кислоту, гидроксиэтилметакрилат, гидроксипропилметакрилат, малеиновую кислоту, малеиновый ангидрид, фумаровую кислоту, итаконовую кислоту, акриламид, Ν,Νдиметилакриламид и Ν-винилпирролидон. Также можно использовать соли акриловых мономеров со щелочными металлами, аммонием или аминами.

Гидрофильность полимера можно увеличить путем реакции по меньшей мере части карбоксигрупп с первичными аминогруппами диамина формулы ΝΗ₂(0Η₂)_ηΝ(Κ²)₂ с образованием боковых групп (где η равно от 2 до 4 и К² обозначает метил или этил). Затем третичную аминогруппу можно кватернизовать с помощью метилхлорида для введения легко ионизующейся катионной четвертичной аммониевой группы или с помощью хлоруксусной кислоты для введения амфотерной функциональной группы.

Преимущества увеличения гидрофильности полимера таким путем заключается в том, что он обеспечивает улучшенную совместимость (растворимость) полимера в широком диапазоне концентраций ионов и значений рН. Таким образом, полимер обладает улучшенной совместимостью с водой высокой солености (например, когда вода содержит соли натрия, кальция или магния) или в присутствии многовалентных катионов, или при низких значениях рН.

Примеры мономеров, содержащих функциональную группу, которая может превращаться в гидрофильную группу, включают малеиновый ангидрид и винилацетат, и ангидридная и ацетатная функциональные группы можно гидролизовать с образованием пары карбоксигрупп и гидроксигруппы соответственно. Предпочтительно, если пары карбоксигрупп, которые образуются при гидролизе ангидридных функциональных групп, нейтрализуют с образованием солей щелочного металла, аммония или амина.

Предполагается, что часть карбоксигрупп карбоксилированного винилового полимера (например, акриловую кислоту, метакриловую кислоту, малеиновую кислоту, фумаровую кислоту или итаконовую кислоту) можно превратить в группы, содержащие боковые С₁₀₊ алкильные группы. Таким образом, обладающие линейной или разветвленной цепью алкильные группы, содержащие от 10 до 40 атомов углерода, предпочтительно от 12 до 30 атомов углерода, можно привить к карбоксигруппам таких полимеров с помощью амидной или сложноэфирной связи. Например, спирт (К³ОН) можно ввести в реакцию с карбоксигруппами полиакриловой кислоты и получить боковые группы -С(О)ОК³ (где К³ обозначает обладающую линейной или разветвленной цепью С10-С40 алкильную группу). Аналогичным образом, Νалкиламин (К.''Хн2) или Ν,Ν-диалкиламин (К.⁴2ЫН) можно ввести в реакцию с карбоксигруппами полиакриловой кислоты и образовать амидную связь (где К⁴ обозначает обладающую линейной или разветвленной цепью С₁₀-С₄₀ алкильную группу).

Примеры гидрофобных мономеров включают С₁₂-С₄₀, предпочтительно С₁₂-С₃₀ α-олефины; алкилвиниловые эфиры, такие как С₁₀-С₂₄ алкилвиниловые эфиры, предпочтительно С₁₂-С₁₈ алкилвиниловые эфиры; акриламиды общей формулы СН₂=СНК⁵С(О)ННК⁶ (I), в которой К⁵ выбран из группы, включающей Н и С1-С4 алкильные группы, предпочтительно метил или этил, и К⁶ обозначает С10-С₄₀ алкильную группу, предпочтительно С12-С30 алкильную группу; и акрилаты общей формулы СН₂=СНК⁷С(О)ОК⁸ (II), в которой К⁷ обозначает Н или метил и К⁸ обозначает С₁₀-С₄₀ алкильную группу, предпочтительно С₁₂-С₃₀ алкильную группу.

Полимер может представлять собой сополимер одного или большего количества гидрофобных мономеров с одним или большим количеством гидрофильных мономеров. Например, алкилвиниловые эфиры можно легко сополимеризовать с малеиновым ангидридом. Гидрофобные алкильные группы, введенные в сополимер с использованием эффективного молярного содержания алкилвинилового эфира в качестве сомономера, придают сополимерам малеинового ангидрида необходимые характеристики. Однако при необходимости к части ангидридных групп полученного сополимера легко можно привить алканол или алкиламин, содержащий алкильную группу, содержащую не менее 10 атомов углерода, предпочтительно от 12 до 30 атомов углерода, и тем самым ввести в полимер дополнительные алкильные группы. Гидрофильные звенья после этого можно ввести путем гидролиза и раскрытия цикла оставшихся ангидридных групп и тем самым образовать пары карбоксигрупп. Предпочтительно, если пары карбоксигрупп нейтрализованы с образованием соответствующих солей щелочного металла, аммония или амина.

Также известно, что гидрофильные мономеры, такие как ненасыщенные ангидриды (например, ма

- 3 014520 леиновый ангидрид) и/или ненасыщенные карбоновые кислоты (например, акриловую кислоту, метакриловую кислоту, малеиновую кислоту, фумаровую кислоту или итаконовую кислоту) можно сополимеризовать по меньшей мере с одним α-олефином. Подходящие α-олефины предпочтительно содержат не менее 12, предпочтительно не менее 14 атомов углерода и предпочтительно содержат до 30, например до 24, например до 18 атомов углерода. Например, для получения полимера, содержащего боковые алкильные группы, можно использовать С₁₂-С₃₀ α-олефин, например С₁₂-С₁₈ α-олефин. Однако низш. алкиловые эфиры ненасыщенных карбоновых кислот (например, метиловый или этиловый эфир) легче сополимеризуются с α-олефином. Соответственно, предпочтительно сополимеризовать низш. алкиловые эфиры ненасыщенных карбоновых кислот с α-олефином с последующим гидролизом сложноэфирной связи с получением гидрофильных карбоксилатных групп. Ненасыщенные ангидриды, такие как малеиновый ангидрид, можно использовать в качестве мономеров без этерификации. Например, 1-додецен и 1октадецен сополимеризуются с малеиновым ангидридом с образованием полимера, содержащего боковые алкильные группы. Как описано выше, гидрофильные группы после этого можно ввести в полимер путем гидролиза и раскрытия цикла ангидридных групп и тем самым образовать пары карбоксигрупп или предпочтительно соли щелочного металла, аммония или амина с парами карбоксигрупп. Особенно предпочтительные полимеры этого класса включают гидролизованные и нейтрализованные производные сополимеров, например, чередующихся сополимеров малеинового ангидрида с С1₂-С₃₀ α-олефином. Для получения таких полимеров можно использовать имеющиеся в продаже смеси С1₂-С₃₀ α-олефинов, например смесь С1б-С1₈-С₂₀. Типичные полимеры включают чередующийся сополимер малеинового ангидрида с додеценом; чередующийся сополимер малеинового ангидрида с тетрадеценом; чередующийся сополимер малеинового ангидрида с гексадеценом; чередующийся сополимер малеинового ангидрида с октадеценом; чередующийся сополимер малеинового ангидрида с эйкозеном; чередующийся сополимер малеинового ангидрида с докозеном и чередующийся сополимер малеинового ангидрида с α-олефином С₂₄-С₂₈. Также можно отметить соответствующие статистические и блок-сополимеры. В таких сополимерах молярное отношение количества α-олефина к количеству малеинового ангидрида предпочтительно находится в диапазоне от 30:70 до 70:30. Особенно подходящие материалы включают

1) чередующийся сополимер малеинового ангидрида с тетрадеценом, выпускающийся фирмой А1йпе11 (средняя молекулярная масса равна 9000);

2) чередующийся сополимер малеинового ангидрида с октадеценом, выпускающийся фирмой СНсугоп РЫШрк С’11С1шеа1 Сотрапу под названием РА-18 Ро1уап11уйпйс Ремп (средняя молекулярная масса равна примерно 20000 (ЬУ-вариант) и 50000 (НУ-вариант);

3) чередующийся сополимер малеинового ангидрида с α-олефином С₂₄-С₂₈; средняя молекулярная масса равна 6400.

Гидролизованные и нейтрализованные производные малеинового ангидрида с С1₂-С₃₀ α-олефинами предпочтительно представляют собой соли щелочного металла, аммония или амина, предпочтительно соли калия.

Гидрофильные мономеры, такие как ненасыщенные ангидриды (например, малеиновый ангидрид) и/или ненасыщенные карбоновые кислоты (например, акриловую кислоту, метакриловую кислоту, малеиновую кислоту, фумаровую кислоту и итаконовую кислоту) также можно сополимеризовать по меньшей мере с одним акриламидным мономером общей формулы (I) и/или по меньшей мере с одним акрилатным мономером общей формулы (II). Предпочтительные акриламидные мономеры включают Νдодецилакриламид, Ν-додецилметакриламид, Ν-гексадецилакриламид, Ν-гексадецилметакриламид, Νоктадецилакриламид и Ν-октадецилметакриламид. Предпочтительные акрилатные мономеры включают додецилметакрилат, гексадецилметакрилат и октадецилметакрилат. В случае содержащих ангидриды сополимеров гидрофильные группы после этого можно ввести в полимер путем гидролиза и раскрытия цикла ангидридных групп и тем самым образовать пары карбоксигрупп или предпочтительно соли щелочного металла, аммония или амина с парами карбоксигрупп.

Сополимеры α-олефин/малеиновый ангидрид, такие как РА-18, обладают превосходными рабочими характеристиками в композициях скважинных растворов, в особенности обладающие низкой концентрацией растворенного хлорида, и являются особенно подходящими для применения вместе с растворами на основе К₂НРО₄. К₂НРО₄ представляется весьма эффективным для сохранения таких полимеров в растворе и в подходящей молекулярной конформации.

Полимер может представлять собой амфифильный блок-сополимер, содержащий по меньшей мере один полимерный блок, включающий структурные звенья, образованные из гидрофобного мономера, содержащего боковые С1₀₊ алкильные группы, и по меньшей мере один полимерный блок, включающий структурные звенья, образованные из гидрофильного мономера. Блок-сополимер может представлять собой ди-, три- или полиблок-сополимер. Обычно блок-сополимер представляет собой АВ блоксополимер, АВА блок-сополимер или АВС блок-сополимер. Если полимер представляет собой АВА блок-сополимер, то блоки А могут быть гидрофобными и блоки В - гидрофильными или блоки А могут быть гидрофильными и блоки В - гидрофобными.

Количество боковых алкильных групп, включенных в полимер, выбирают так, чтобы полимер не

- 4 014520 был чрезмерно гидрофобным. Предпочтительно, если показатель липофильно-гидрофильного баланса (ГЛБ) полимера равен не менее 7, более предпочтительно не менее 8 и наиболее предпочтительно не менее 10 (показатель ГЛБ является хорошо известной величиной, которая характеризует эмульгаторы по их склонности образовывать эмульсии типа масло-в-воде или вода-в-масле). Хотя нет установленного или фиксированного верхнего предельного значения показателя ГЛБ, предпочтительно, если полимер обладает показателем ГЛБ, равным 40 или менее.

Концентрация полимера в водном скважинном растворе, предлагаемом в настоящем изобретении, не является критически важной и может, например, составлять от 0,1 до 20 мас.% в пересчете на полную массу водной фазы или, в случае эмульсии типа масло-в-воде, объединенной водной и масляной фаз, при отсутствии каких-либо утяжелителей или других компонентов раствора. Однако по реологическим и экономическим соображениям предпочтительно используют относительно низкое содержание полимера. Если раствор является эмульсией типа масло-в-воде, то содержание полимера предпочтительно составляет от 0,1 до 8 мас.%, более предпочтительно от 0,5 до 6 мас.%, а если раствор приготовлен на чисто водной основе, то содержание полимера предпочтительно составляет от 0,1 до 10 мас.%, более предпочтительно от 0,5 до 8 мас.%.

При необходимости могут содержаться два или большее количество указанных полимеров.

Раствор, предлагаемый в настоящем изобретении, предпочтительно не содержит полиэтилена.

Раствор, предлагаемый в настоящем изобретении, содержит непрерывную водную фазу. Таким образом, он может представлять собой или раствор на чисто водной основе, или эмульсию типа масло-вводе, т. е. эмульсию, в которой вода является непрерывной фазой и содержащееся масло находится в виде дисперсии капелек масла в воде. Полимеры, применяющиеся в настоящем изобретении, содержащие и гидрофильные, и гидрофобные звенья, обладают характеристиками эмульгатора и поверхностноактивного вещества. В случае эмульсии типа масло-в-воде полимер обладает склонностью выступать в качестве эмульгатора и стабилизирует капельки масла в непрерывной водной фазе. При необходимости в эмульсии типа масло-в-воде дополнительно могут содержаться небольшие количества по меньшей мере одного обычного эмульгатора, но предпочтительно, чтобы указанный полимер являлся единственным эмульгатором или поверхностно-активным веществом, содержащимся в растворе, предлагаемом в настоящем изобретении, независимо от того, является ли раствор эмульсией или чисто водной системой. Подходящие обычные эмульгаторы должны быть известны специалисту в данной области техники.

В растворе на водной основе и в особенности, если раствор представляет собой раствор на чисто водной основе, полимер склонен образовывать мицеллы, и критическая концентрация мицеллообразования (ККМ) представляет собой минимальную концентрацию, при которой молекула полимера начинает агрегироваться с образованием мицелл. Когда мицеллы диспергированы в воде или водном растворе, молекулы полимера располагаются так, что их гидрофильные головные группы находятся на поверхности мицеллы, а липофильные хвостовые находятся во внутренней части мицеллы. Обычно обнаруживается, что молекулы сначала ассоциируются в сферические кластеры, которые при увеличении концентрации становятся стержнеобразными. При еще более высоких концентрациях молекулы могут агрегироваться с образованием пузырьков, т.е. сферических или сфероидальных объектов, содержащих водную фазу, окруженную двойным слоем. Обычно пузырьки могут представлять собой множество пузырьков, которые содержат один или большее количество меньших пузырьков, в частности множество концентрических пузырьков. Альтернативно, молекулы поверхностно-активного вещества могут агрегироваться с образованием слоистых структур, в которых множество двойных слоев сгруппированы в основном в параллельную структуру неопределенной протяженности, разделенную слоями воды или водного раствора. Наличие таких структур является благоприятным, и в этом случае полимер содержится в чисто водном скважинном растворе, предлагаемом в настоящем изобретении, в концентрации, достаточной для образования мицелл, сферических или стержнеобразных мицелл. Также предполагается, что полимер может содержаться в водном растворе в концентрации, достаточной для образования пузырьков или слоистых структур. Аналогичная схема предполагается для раствора, представляющего собой эмульсию типа масло-в-воде, за тем исключением, что часть полимера адсорбируется на границе раздела капелек масла.

Обычно скважинный раствор представляет собой буровой раствор, раствор для закачивания скважин, раствор для ремонта скважин, пакерный раствор, предпочтительно буровой раствор. Включение указанного полимера приводит к сниженной водоотдаче при использовании скважинных растворов, предлагаемых в настоящем изобретении, и растворы, предлагаемые в настоящем изобретении, можно охарактеризовать, как обладающие сверхнизкой водоотдачей скважинные растворы. Водоотдачу можно определить с помощью проводимой при высокой температуре и высоком давлении (ВТВД) методики определения водоотдачи в соответствии с техническими условиями Американского нефтяного института (ΑΡΙ), описанными в публикации Весоттеибеб Ргасйсе 81аибатб Ртосебите ίοτ Ие1б Текйид \Уа1сг-Ва5сб Όη11ίπ§ Ишбк, ΑΡΙ Ресоттеибеб Ргасйсе 13Β-Ι 8есоиб Ебйюи, 8ер1етЬег 1997, 8ес1юи 5.3.1 1о 5.3.2. В исследовании используется герметизированная камера, снабженная стандартной упрочненной фильтровальной бумагой в качестве фильтрующей среды. Площадь участка фильтрования равна 7,1 дюйм²(0,0045 м²) или может быть меньше. Если она меньше, то приводимый результат пересчитывают на пло

- 5 014520 щадь участка фильтрования, равную 7,1 дюйм². Например, для получения корректного результата объем фильтрата, полученный с использованием на площадь участка фильтрования площадью 3,55 дюйм²(0,0023 м²), умножают на 2. Обычно характеристики фильтрования скважинного раствора при исследовании ВТВД определяют при разности давлений на фильтровальной бумаге, равной 500 фунтсила/дюйм² (3,45х10⁶ Па). Предпочтительно, если температуру, при которой проводят методику ВТВД определения водоотдачи, можно изменять до значения в забое скважины. Обычно использующаяся температура находится в диапазоне от 50 до 150°С. В течение 30 мин на фильтровальной бумаге дают образовываться фильтрационной корке и затем регистрируют объем фильтрата, собранного за эти 30 мин.

Предпочтительно, если при проведении исследования при температуре, равной 250°Е (121°С), и разности давлений, равной 500 фунт-сила/дюйм², указанный полимер включают в скважинный раствор, предлагаемый в настоящем изобретении, в количестве, эффективном для обеспечения водоотдачи, равной менее 7 мл/30 мин, предпочтительно менее 5 мл/30 мин, более предпочтительно менее 2 мл/30 мин. Преимуществом обладающего сверхнизкой водоотдачей скважинного раствора, предлагаемого в настоящем изобретении, является то, что сниженное проникновение раствора в пласт уменьшает повреждение пласта.

Если раствор, предлагаемый в настоящем изобретении, представляет собой эмульсию типа масло-вводе, то дисперсной масляной фазой раствора может быть, например, сырая нефть, очищенная фракция нефти, минеральное масло, синтетический углеводород или любое неуглеводородное масло, которое может образовать стабильную эмульсию с непрерывной водной фазой. Предпочтительно, если такое неуглеводородное масло является биологически разлагающимся и поэтому не приводящим к экотоксичности. Особенно предпочтительно, если неуглеводородное масло обладает растворимостью в воде при комнатной температуре, равной менее 2 мас.%, предпочтительно менее 1,0 мас.%, наиболее предпочтительно менее 0,5 мас.%.

В эмульсии масляную фазу диспергируют, например, в непрерывной водной фазе в количестве, составляющем от 1 до 65 об.%, предпочтительно от 2,5 до 40 об.%, наиболее предпочтительно от 10 до 35 об.% в пересчете на суммарный объем водной и масляной фаз. Обычно масляная фаза распределяется в водной фазе в виде очень мелких капелек. Предпочтительно, если капельки масляной фазы обладают средним диаметром, равным менее 40 мкм, предпочтительно от 0,5 до 20 мкм и наиболее предпочтительно от 0,5 до 10 мкм.

Предпочтительно, если непрерывная масляная фаза может представлять собой синтетическое углеводородное или неуглеводородное масло, выбранное из группы, включающей полиалкиленгликоли, сложные эфиры, ацетали, простые эфиры и спирты.

Подходящие полиалкиленгликоли включают полипропиленгликоли (ИИГ), полибутиленгликоли, политетрагидрофураны и полиалкиленгликоли, полученные поликонденсацией 1,3-пропандиола или полимеризацией триметиленоксида. Предпочтительно, чтобы молекулярная масса полиалкиленгликоля была достаточной большой, чтобы полиалкиленгликоль обладал растворимостью в воде при комнатной температуре, равной менее 2 мас.%. Полиалкиленгликоль также может быть сополимером не менее двух алкиленоксидов. Предпочтительно, если в качестве сомономера можно использовать этиленоксид при условии, что молярное содержание звеньев, образованных из этиленоксида ограничено так, чтобы растворимость сополимера в воде при комнатной температуре составляла менее 2 мас.%. Специалист в данной области техники должен быть способен легко выбрать полиалкиленгликоли, которые обладают необходимой низкой растворимостью в воде.

Подходящие сложные эфиры включают сложные эфиры ненасыщенных жирных кислот и насыщенных жирных кислот, описанные в ЕР 0374671А и ЕР 0374672 соответственно; сложные эфиры неокислот, описанные в XVО 93/23491; сложные диэфиры олеофильных карбоновых кислот, обладающие растворимостью в воде, равной не более 1 мас.% (описанные в и§ 5461028); масла на основе сложного эфира триглицерида, такие как рапсовое масло (см. и§ 4631136 и νθ 95/26386). Подходящие ацетали описаны в νθ 93/16145. Подходящие синтетические углеводороды включают поли-а-олефины (см., например, ЕР 0325466 А, ЕР 0449257 А, νθ 94/16030 и νθ 95/09215); изомеризованные линейные олефины (см. ЕР 0627481 А, и§ 5627143, и§ 5432152 и νθ 95/21225); н-парафины, в частности н-алканы (см., например, и§ 4508628 и и§ 5846913); линейные алкилбензолы и алкилированные жидкие циклоалкилы (см. ОВ 2258258 и ОВ 2287049 соответственно). Подходящие простые эфиры включают описанные в ЕР 0391251А (жидкости на основе простых эфиров) и и§ 5990050 (частично растворимые в воде простые эфиры гликоля). Подходящие спирты включают олеофильные жидкости на основе спиртов, описанные в ЕР 0391252 А.

Предпочтительно, если раствор, предлагаемый в настоящем изобретении, является системой на чисто водной основе и в этом случае жидкость-носитель представляет собой раствор полимера в воде, содержащий незначительное количество масла или не содержащий масло.

Водой в растворе, предлагаемых в настоящем изобретении, может быть пресная вода, слабоминерализованная вода, морская вода или синтетический рассол, содержащий одну или большее количество солей. Как должно быть известно специалисту в данной области техники, соль должна быть совместима

- 6 014520 с полимером, например, не должна образовывать нерастворимый осадок с полимером. Подходящие соли включают галогениды щелочных металлов, карбонаты щелочных металлов, сульфаты щелочных металлов, формиаты щелочных металлов, фосфаты щелочных металлов, силикаты щелочных металлов, галогениды щелочноземельных металлов и галогениды цинка. Соль может содержаться в водном растворе в концентрациях вплоть до насыщенной. Известно, что ККМ водного раствора можно регулировать путем изменения солености водного раствора. Таким образом, чем выше соленость водного раствора, тем меньше ККМ. В соответствии с этим для снижения ККМ и, следовательно, увеличения количества мицелл, пузырьков или слоистых структур в водный раствор можно прибавить соль одновалентного катиона. Предпочтительно, если соль в рассоле содержится в концентрации, находящейся в диапазоне от 0,5 до 25 мас.%, например, в диапазоне от 3 до 15 мас.% в пересчете на полную массу рассола.

Предпочтительно, если плотность скважинного раствора находится в диапазоне от 0,9 до 2,5, обычно в диапазоне от 1,0 до 2,0.

Предпочтительно, если скважинный раствор дополнительно включает по меньшей мере один дополнительный агент для регулирования водоотдачи. Как должно быть известно специалисту в данной области техники, водоотдачу из скважинного раствора, предпочтительно бурового раствора, можно в определенной степени понизить путем включения в раствор обычных агентов для регулирования водоотдачи. Подходящие известные агенты для регулирования водоотдачи, которые можно включить в обладающий сверхнизкой водоотдачей раствор, предлагаемый в настоящем изобретении, включают органические полимеры натурального и/или синтетического происхождения. Подходящие полимеры включают крахмал и химически модифицированные крахмалы, производные целлюлозы, такие как карбоксиметилцеллюлоза и полианионная целлюлоза (ПАЦ); гуаровую камедь и ксантановую камедь; гомополимеры и сополимеры мономеров, выбранных из группы, включающей акриловую кислоту, акриламид, акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту (АМПК), стиролсульфоновую кислоту, Ν-винилацетамид, Νвинилпирролидон и Ν,Ν-диметилакриламид, где сополимер обладает среднечисловой молекулярной массой, равной от 100000 до 1000000; битумы (например, сульфированные битумы), гильсонит, лигнит (гуминовую кислоту) и его производные, лигнин и его производные, такие как лигнинсульфонаты и конденсированные полимерные лигнинсульфонаты и их комбинации. Любой из этих полимеров, который содержит кислотные функциональные группы, предпочтительно использовать в нейтрализованной форме, например, в виде солей натрия или калия. В качестве альтернативы или в дополнение к использованию таких добавок при использовании бурового раствора водоотдачу можно снизить путем прибавления в раствор мелкодисперсных частиц, таких как глины (например, иллит, каолинит, бентонит, гекторит или сепиолит). Если не ограничиваться теоретическими соображениями, то можно полагать, что фильтрационная корка, содержащая добавки для снижения водоотдачи и/или мелкодисперсные частицы глины будет накапливаться на стенке скважины и/или будет закупоривать трещины в стенке скважины. Эти трещины могут быть природными или могут образоваться при бурении скважины. Предполагается, что фильтрационная корка будет дополнительно содержать капельки жидкости и другие твердые вещества, которые находятся в буровом растворе, такие как выбуренная порода.

Закупоривающий измельченный материал предпочтительно прибавляют в обладающий сверхнизкой водоотдачей буровой раствор, предлагаемый в настоящем изобретении, для содействия образованию фильтрационной корки и для содействия закупориванию трещин. Предпочтительно, если закупоривающий измельченный материал содержит по меньшей мере одно стойкое к сопротивлению раздавливанию измельченное твердое вещество. Предпочтительные закупоривающие измельченные материалы для прибавления в раствор включают графит, карбонат кальция, целлюлозы, слюды, расклинивающие материалы, такие как пески или керамические частицы, и их комбинации. Эти материалы являются весьма инертными и экологически приемлемыми. Предпочтительно, если закупоривающий измельченный материал откалиброван так, чтобы он не проникал в поры проницаемой породы, в которой бурят скважину. Обычно закупоривающий материал обладает средним диаметром частиц в диапазоне от 25 до 2000 мкм, предпочтительно от 50 до 1500 мкм, более предпочтительно от 250 до 1000 мкм. Закупоривающий материал может включать в основном сферические частицы. Однако также предполагается, что закупоривающий материал может включать удлиненные частицы, например волокна. Предпочтительно, если закупоривающий материал обладает широким распределением частиц по размерам (является полидисперсным).

Также можно включать мелкодисперсные добавки для повышения плотности раствора. Добавки, подходящие для повышения плотности раствора, включают сульфат бария (барит), карбонат кальция (кальцит), смешанный карбонат кальция и магния (доломит), гематит и их смеси.

Раствор, предлагаемый в настоящем изобретении, необязательно может содержать разбавители (диспергирующие агенты) для регулирования вязкости. Так называемые разбавители по природе могут быть органическими или неорганическими; примерами органических разбавителей являются танины и/или экстракт квебрахо. Другими примерами являются лигнин и производные лигнина, предпочтительно лигносульфонаты. Другие применимые диспергирующие агенты включают синтетические растворимые в воде полианионные полимеры, такие как полиакрилат натрия, обладающий среднечисловой молекулярной массой, М_п, в диапазоне от 1000 до 100000, предпочтительно от 5000 до 50000. Примерами не

- 7 014520 органических разбавителей являются полифосфаты. Разумеется, разбавители могут обладать двойным действием и действовать и в качестве разбавителя, и в качестве добавки для снижения водоотдачи. Таким образом, разбавитель (диспергирующий агент) может воздействовать путем диспергирования твердых веществ, содержащихся в буровом растворе, что содействует образованию обладающей низкой проницаемостью фильтрационной корки и тем самым снижать водоотдачу. Разбавитель также может воздействовать непосредственно, снижая водоотдачу путем герметизации стенки скважины.

Предпочтительно, если пластичная вязкость раствора, предлагаемого в настоящем изобретении, находится в диапазоне от 1 до 100 мПа-с. Предпочтительно, если предел текучести равен от 2 до 50 Па.

Композиция раствора, предпочтительно бурового раствора, необязательно может содержать добавки, которые подавляют нежелательный водообмен, например глины. Можно использовать любые из известных добавок, применяющихся в буровых растворах на водной основе. Подходящие добавки включают галогениды, формиаты, сульфаты, фосфаты, карбонаты и силикаты щелочных металлов и галогениды щелочно-земельных металлов и цинка, причем особенно предпочтительными являются соли калия, необязательно в комбинации с известняком. См., например, соответствующие публикации в Ре1то1еит Епдшеет 1п1егпа1юпа1. 8ер1етЬет 1987, 32-40 и ТСог1Н Θί1, ЫоуетЬет 1983, 93-97. Как должно быть известно специалисту в данной области техники, для стабилизации глин и сланцев к буровому раствору можно прибавить так называемые ингибиторы образования отложений, включая полиакриламиды и полиамины.

Количество вспомогательных веществ и добавок, использующихся в каждом случае, находится в обычных границах для бурового раствора.

Преимуществом, связанным с обладающим сверхнизкой водоотдачей буровым раствором, предлагаемым в настоящем изобретении, является то, что низкая водоотдача может обеспечивать упрочнение стенки скважины путем проводимого содержащимися в нем твердыми веществами закупоривания трещин и разрывов и тем самым увеличивать стягивающее усилие. Другим преимуществом обладающего сверхнизкой водоотдачей бурового раствора является то, что снижение водоотдачи уменьшает толщину фильтрационной корки и тем самым уменьшает частоту прихвата под действием перепада давлений.

Другой вариант осуществления настоящего изобретения относится к способу проведения скважинной операции с применением циркулирующего скважинного раствора на водной основе, способ включает циркуляцию в скважине скважинного раствора на водной основе, предлагаемого в настоящем изобретении. Скважинные операции включают бурение, заканчивание и ремонт. Еще один вариант осуществления относится к применению полимера, который обладает молекулярной массой в диапазоне от 10000 до менее 100000;

содержит гидрофильные звенья, такие, что растворимость полимера в воде при 20°С составляет не менее 2%, и такие, что менее 50% указанных гидрофильных звеньев представляют собой звенья -СН₂СН₂О-; и содержит боковые алкильные группы, содержащие не менее 10 атомов углерода, суммарная молекулярная масса указанных боковых алкильных групп находится в диапазоне от 15 до 70 мас.% в пересчете на массу полимера;

в качестве агента для регулирования водоотдачи в скважинном растворе, содержащем непрерывную водную фазу, при скважинной операции.

Раствор, предлагаемый в настоящем изобретении, также можно применять в способе уменьшения разрыва пласта во время бурения скважины в пласте с использованием циркулирующего бурового раствора, который описан в \УО 2005/012687, которая включена в настоящее изобретение в качестве ссылки. Таким образом, буровой раствор, который циркулирует в скважине, предпочтительно выбирать так, чтобы он обладал значением водоотдачи, равным менее 2 мл/30 мин (при определении с помощью проводимой при высокой температуре и высоком давлении методики определения водоотдачи АР1, описанной в \УО 2005/012687). До разрыва пласта твердый измельченный материал, содержащий частицы, обладающие средним диаметром, равным от 25 до 2000 мкм, прибавляют к буровому раствору при концентрации, равной не менее 0,5 фунт/баррель, предпочтительно не менее 10 фунт/баррель, более предпочтительно не менее 15 фунт/баррель. Затем продолжают бурение пласта и давление в скважине поддерживают более значительным, чем начальное давление гидроразрыва пласта.

Настоящее изобретение подробно описано с помощью приведенных ниже примеров.

Материалы.

Полимер: чередующийся сополимер малеинового ангидрида с 1-октадеценом, выпускающийся фирмой АИпсН; средняя молекулярная масса равна (М_п) 30000-50000. Перед использованием чередующийся сополимер малеинового ангидрида с 1-октадеценом (далее в настоящем изобретении обозначающийся, как РА-18) и гидроксид калия (КОН) растворяли в деионизированной воде с получением исходного раствора РА-18, обладающего следующим составом:

Деионизированная вода 120 г

КОН 20 г

РА-18 60 г (30 мас./мас.%)

- 8 014520

К₂НРО₄: дигидрофосфат калия (выпускающийся фирмой А1йпс11).

ИНГ 2000: полипропиленгликоль; средняя молекулярная масса равна (М_п) 2000.

Ксантановая камедь: Оиоущ™. выпускающийся фирмой БсЫитЬегдег.

ИгШ-ТЫп™: порошкообразный диспергирующий агент, выпускающийся фирмой ОгННпд БреааШек 1пс.. который содержит 70+% сульфометилированного квебрахо.

Нутой Рпта (НМР): порошкообразная пластичная глина. выпускающаяся фирмой 1тегу§ МтегаИ Ь1й. Эту глину используют для воспроизведения диспергированных глинистых твердых частиц. которые накапливаются в буровом растворе при бурении через богатые глиной осадочные отложения.

Барит: порошкообразный сульфат бария марки АР1 (марки для бурового раствора). выпускающийся фирмой М-Ι ИпШпд Р1шй§ ИК Ь1й.

Каустическая сода: используется для установления конечного значения рН растворов равным 10.0. Единицы измерения.

В примерах использованы следующие коэффициенты пересчета единиц измерения. использующихся в США. в метрические единицы измерения:

галлон США = 3.785 л фунт = 0.454 кг фунт/галлон = 0.1198 г/см³ баррель = 42 галлона фунт/баррель = 2.835 кг/м³ фунт/100 фут² = 0.4788 паскаль (На) фунт-сила/дюйм² =6.895х10³ На

Методики исследований.

Составы растворов определяли в соответствии со стандартом Ι8Ο 10416: 2002 (АР1 КР 131 7(Н ей1йоп).

Нример 1.

Готовили растворы 1-3 следующего основного состава:

Деионизированная вода 250 г (включая воду из исходного раствора РА18)

К2НРО4 25 г

ИНГ 2000 100 г

Ксантановая камедь 0.5 г

ИгШ-ТЫп 20 г

Нутой Рпта 35 г

Барит 200 г.

Растворы также содержали количества исходного раствора РА18. которые приводили к следующим концентрациям активного РА-18:

раствор 1 - 3 г.

раствор 2 - 10 г.

раствор 3 - 20 г.

раствор 0 - 0 г (сравнительный).

Носле перемешивания компонентов каждого раствора растворы подвергали тепловой обработке в течение 16 ч при температуре. равной 250°Р (121°С). Она включала помещение растворов в стальные емкости. продувание емкостей азотом и вращение емкостей примерно при 20 об./мин внутри печи в течение заданного периода времени. Затем определяли вязкость (НВ). предел текучести (НТ) и водоотдачу растворов.

Таблица 1

Влияние изменения концентрации эмульгатора РА-18

	Раствор 1	Раствор 2	Раствор 3	Раствор 0 (сравнительный)
ПВ, сП)	37	30	51	24
ПТ, фунт/100 фут² (Па)	13 (6,3)	10 (4,8)	20 (9,8)	4 (1,9)
ΑΡΙ водоотдача (мл за 30 мин)	5,8	1,2	0	30
ВТВД водоотдача (250°Р (121°С) и разность давлений 500 фунт-сила/дюйм (3,45x10⁶ Па))	5,2	2,0	1,6	20

Результаты. приведенные в табл. 1. показывают. что эмульгатор РА-18 значительно снижает водоотдачу растворов 1-3 без снижения вязкости. В частности. водоотдача растворов снижается при увеличе

- 9 014520 нии дозы эмульгатора РА-18.

Пример 2.

Известно, что БтШ-ТЫп™ играет важную роль в диспергировании и дефлокулировании твердых веществ в буровом растворе. Известно, что в дополнение к разбавляющему воздействию БтШ-ТНп™ обладает способностью снижать водоотдачу. При использовании в основном такой же композиции, как в примере 1, но при фиксированной дозе РА-18, равной 6 г (концентрация активного вещества), концентрацию БтШ-ТЫп меняли и получали растворы 4-6. Перед исследованием растворы подвергали тепловой обработке в течение 16 ч при температуре, равной 250°Р, как описано в примере 1.

Таблица 2

Влияние изменения концентрации БгШ-ТНп™
	Раствор 4	Раствор 5	Раствор 6
БпП-ТЬш	10 г	15 г	20 г
ПВ, сП	32	33	30
ПТ, фунт/100 фут² (Па)	12 (5,9)	24 (И,7)	8 (3,9)
ΑΡΙ водоотдача (мл)	3,0	0,7	0,2
ВТВД водоотдача (мл) (250°Р/(121°С) разность давлений 500 фунт-	6,0	3,6	1,8
[ сила/дюйм² (3,45x10⁶ Па))		1 1

Результаты, приведенные в табл. 2, показывают, что БтШ-ТЫп™ является эффективным в качестве дополнительного агента для регулирования водоотдачи без какого-либо нежелательного повышения вязкости. Специалист в данной области техники должен понимать, что сульфометилированный квебрахо или сульфометилированный танин, который является активным компонентом БгШ-ТЫп™, с обеспечением хорошего результата можно заменить на лигносульфонат или другие сходные сульфированные полифенолы.

Пример 3.

Исследовано влияние замены диспергированной масляной фазы с переходом от ППГ 2000 к керосину. В остальном композиции были такими же, как подробно описано в примере 1 (использование содержания активного РА-18, равного 20 г, и содержания БгШ-ТЫп™, равного 20 г).

Таблица 3

Влияние изменения характера диспергированной масляной фазы

	Раствор 7 100 г ППГ 2000	Раствор 8 100 г керосина
ПВ, сП	50	51
ПТ, фунт/100 фут² (Па)	28 (13,6)	15 (7,3)
ΑΡΙ водоотдача (мл)	0	0,6
ВТВД водоотдача (мл) (250°Р/(121°С) 2 разность давлений 500 фунт-сила/дюйм (3,45x10⁶ Па))	2,6	3,6

Результаты, приведенные в табл. 3, показывают, что физические характеристики раствора относительно малочувствительны к изменению характера диспергированной масляной фазы.

Пример 4.

Использовали композицию раствора примера 1 за тем исключением, что дозу полимера фиксировали при 20 г и использовали полимер РА-(24-28), чередующийся сополимер малеинового ангидрида с αолефином С₂₄-С₂₈, выпускающийся фирмой Λΐάποίι: средняя М\\^; 6400, средняя М_п 5100. Результаты приведены в табл. 4.

Таблица 4

	Раствор 10 РА-(24-28)
ПВ, сП	48
ПТ, фунт/100 фут² (Па)	14 (6,8)
АР1 водоотдача (мл)	0
ВТВД водоотдача (мл) (250°Р/(121°С) 500 фунт-сила/дюйм² (3,45х10⁶ Па))	2,4

- 10 014520

Примеры 5-8.

Готовили композиции 5-8, обладающие составом, приведенным в табл. 5. Затем определяли водоотдачу ΑΡΙ, пластическую вязкость (ПВ) и предел текучести (ПТ) каждой композиции.

Таблица 5

Композиция №	5 (сравнительная) (г)	6 (сравнительная) (г)	7 (г)	8 (г)
Деионизированная вода	100	100	75,7	75,7
РА-18 (30 мас./мас. % раствор)	0	0	24,3	24,3
К2НРО4	0	13,5	0	13,5
ϋπΙΙ-ΤΝη™	5,7	5,7	5,7	5,7
Глина Нутоб Рита	10	10	10	10
Пеногасящий агент (ВагаЬппе ПеГоат™ выпускающийся фирмой Ваго1б)	0,1	0,1	0,1	0,1

Результаты.

Композиция №	5 (сравнительная)	6 (сравнительная)	7	8
ΑΡΙ Водоотдача (мл/30 мин при 20°С и разности давлений 100 фунт-сила/дюйм²(6,9x10⁵ Па))	9,0	10,0	2,2	1Д
ПВ, сП	2	3	3	4,5
ПТ, фунт/100 фут²(Па)	1 (0,05)	з (0,15)	1 (0,05)	1 (0,05)

Результаты для композиций 5 и 6 показывают, что Ωπ11-Τ1ιίη™ при отсутствии полимерного поверхностно-активного вещества РА-18 способен только до некоторой степени регулировать скорость фильтрации, которая относительно нечувствительна к прибавлению дигидрофосфата калия. Специалист в данной области техники должен понимать, что простое суспендирование глины Нутоб Рпта должно приводить к намного большей водоотдаче при исследовании водоотдачи по методике ΑΡΙ.

Более важно, что результаты для композиции 7 свидетельствуют об очень благоприятном снижении водоотдачи по ΑΡΙ, обеспечиваемом полимером, без какого-либо нежелательного повышения вязкости, а результаты для композиции 8 свидетельствуют о дополнительном благоприятном снижении водоотдачи по ΑΡΙ ВТВД, обеспечиваемом путем прибавления фосфата, К₂НРО₄, также без существенного повышения вязкости.

Пример 9.

С использованием тех же материалов, что и в примере 5, композицию 9 готовили путем смешивания следующих компонентов:

Деионизированная вода 286 г

ΡΑ-18 (30 мас./мас.%) 99 г (соответствует ~7,7% раствору)

К₂НРО₄ 37,5 г

Ксантановая камедь 0,75 г

БгШ ТЫп™ 34 г

Глина Нутоб Бита 35 г

Барит 200 г.

Затем значение рН композиции 9 доводили до рН 10-10,5 с помощью каустической соды. Затем композицию подвергали тепловой обработке в течение 16 ч при температуре, равной 250°С (121°С), и затем исследовали ее вязкостные характеристики при температуре, равной 70°Р (21°С). Также определяли водоотдачу для композиции 9.

Композиция 9 предназначена для демонстрации характеристик, которые являются особенно подходящими для применения в качестве утяжеленного бурового раствора, обладающего сверхнизкой водоотдачей и низкой пластической вязкостью.

- 11 014520

Результаты.

Водоотдача по ΑΡΙ при температуре, равной 20°С, и разности давлений, равной 100 фунтсила/дюйм² (6,9х 10⁵ Па):

мл за 7,5 мин <0,05 мл за 30 мин.

Водоотдача по ΑΡΙ ВТВД при температуре, равной 121°С, и разности давлений, равной 500 фунтсила/дюйм² (3,45х10⁶ Па): 3,8 мл за 30 мин.

ПВ (сП): 33.

ПТ: 19 фунт/100 фут² (9,3 Па).

Эти результаты представляют собой превосходное сочетание низкой пластической вязкости и сверхнизкой водоотдачи для бурового раствора на водной основе, которые обычно могут быть достигнуты или превзойдены только путем использования буровых растворов на нефтяной основе.

Claims

1. Скважинный раствор, содержащий непрерывную водную фазу и содержащий по меньшей мере один полимер, который обладает среднечисловой молекулярной массой в диапазоне от 10000 до менее 100000;

содержит гидрофильные звенья, такие, что растворимость полимера в воде при 20°С составляет не менее 2%, и ни одно из указанных гидрофильных звеньев не представляет собой звено -СН2СН2О-; и содержит боковые алкильные группы, содержащие не менее 10 атомов углерода, суммарная молекулярная масса указанных боковых алкильных групп находится в диапазоне от 15 до 70 мас.% в пересчете на массу полимера.

2. Скважинный раствор по п.1, в котором указанный полимер обладает среднечисловой молекулярной массой в диапазоне от 10000 до менее 60000.

3. Скважинный раствор по п.2, в котором указанный полимер обладает среднечисловой молекулярной массой в диапазоне от 10000 до 55000.

4. Скважинный раствор по любому из предыдущих пунктов, в котором указанный полимер является таким, чтобы вязкость 5 мас.% раствора полимера в пресной воде при температуре, равной 20°С, и при рН, равном от 10 до 12, не превышала 50 сП при измерении с помощью реометра Еаии 35 при скорости вращения ротора, равной 300 об./мин.

5. Скважинный раствор по любому из предыдущих пунктов, в котором указанный полимер является гомополимером соединения общей формулы НО(О)ССН=СНС(О)ОК, в которой К. обозначает С_!0-С₄₀алкильную группу.

6. Скважинный раствор по любому из пп.1-4, в котором указанный полимер представляет собой сополимер, полученный из мономера, выбранного из группы, включающей акриловую кислоту, метакриловую кислоту, гидроксиэтилметакрилат, гидроксипропилметакрилат, малеиновую кислоту, малеиновый ангидрид, фумаровую кислоту, итаконовую кислоту, акриламид, Ν,Ν-диметилакриламид и Νвинилпирролидон; или сополимер, полученный из такого мономера или из содержащего ангидрид мономера, в котором по меньшей мере часть карбоксигрупп или ангидридных групп была введена в реакцию с диамином формулы ΝΗ^ΟΗ^ΝζΚ²^ в которой т является целым числом, равным от 2 до 4, и К² обозначает метил или этил и в которой третичная аминогруппа необязательно превращена в четвертичную аммониевую группу или бетаиновую цвиттерионную функциональную группу; или сополимер, полученный из малеинового ангидрида и содержащих винилацетат мономеров, где ангидридная и ацетатная функциональные группы гидролизованы с образованием пары карбоксигрупп и гидроксигруппы соответственно.

7. Скважинный раствор по любому из предыдущих пунктов, в котором полимер представляет собой карбоксилированный виниловый полимер, включающий (а) карбоксигруппы и (Ь) амидные группы и/или сложноэфирные группы, в котором амидные группы и/или сложноэфирные группы содержат боковые алкильные группы, содержащие не менее 10 атомов углерода.

8. Скважинный раствор по любому из предыдущих пунктов, в котором указанный полимер представляет собой сополимер, полученный из гидрофобного мономера, выбранного из группы, включающей С1₂-С₄₀ α-олефины, С_!0-С₂₄ алкилвиниловый эфир, акриламид общей формулы СН₂=СНК⁵С(ОМНК⁶ (I), в которой К⁵ выбран из группы, включающей Н и С1-С4 алкильные группы, и К⁶ обозначает С40-С₄₀ алкильную группу, и акрилат общей формулы СН₂=СНК⁷С(О)ОК⁸ (II), в которой К⁷ обозначает Н или метил и К⁸ обозначает С1₀-С₄₀ алкильную группу.

9. Скважинный раствор по любому из пп.1-4, в котором указанный полимер представляет собой сополимер алкилвинилового эфира с ненасыщенным ангидридом, в котором по меньшей мере часть ангидридных групп превращена в пары карбоксигрупп и необязательно по меньшей мере часть ангидридных групп превращена в амидные и/или сложноэфирные группы, которые содержат боковые алкильные группы, содержащие не менее 10 атомов углерода, или представляет собой сополимер ненасыщенного ангидрида и/или ненасыщенной карбоновой кислоты по меньшей мере с одним α-олефином, содержа

- 12 014520 щим не менее 12 атомов углерода, где ангидридные группы гидролизованы с образованием пар карбоксигрупп.

10. Скважинный раствор по любому из пп.1-4, в котором указанный полимер представляет собой гидролизованный и нейтрализованный сополимер малеинового ангидрида с С₁₂-С₃₀ α-олефином.

11. Скважинный раствор по п.10, в котором указанный полимер представляет собой сополимер малеинового ангидрида с додеценом, тетрадеценом, гексадеценом, октадеценом, эйкозеном, 1-докозеном или С₂₄-С₂₈ α-олефином.

12. Скважинный раствор по п.11, в котором указанный полимер представляет собой чередующийся сополимер малеинового ангидрида с тетрадеценом или чередующийся сополимер малеинового ангидрида с α-олефином С₂₄-С₂₈.

13. Скважинный раствор по любому из пп.1-4, в котором указанный полимер представляет собой сополимер ненасыщенного ангидрида по меньшей мере с одним акриламидным мономером общей формулы (I) по п.8 и/или по меньшей мере с одним акрилатным мономером общей формулы (II) по п.8, в котором в полимер введены гидрофильные группы путем гидролиза и раскрытия цикла по меньшей мере части ангидридных групп.

14. Скважинный раствор по любому из предыдущих пунктов, в котором указанный полимер содержит боковые алкильные группы, содержащие не менее 16 атомов углерода.

15. Скважинный раствор по любому из предыдущих пунктов, в котором указанный полимер содержит кислотные группы, которые содержатся в виде соли со щелочным металлом, аммонием или амином.

16. Скважинный раствор по п.15, в котором указанный полимер содержит кислотные группы, которые содержатся в виде калиевой соли.

17. Скважинный раствор по любому из предыдущих пунктов в виде эмульсии типа масло-в-воде, в которой дисперсной масляной фазой раствора является сырая нефть, очищенная фракция нефти, минеральное масло, синтетический углеводород или биологически разлагающееся неуглеводородное масло, способное образовать стабильную эмульсию с непрерывной водной фазой.

18. Скважинный раствор по п.17, в котором масляная фаза диспергирована в непрерывной водной фазе в количестве, составляющем от 1 до 65 об.%.

19. Скважинный раствор по любому из пп.1-16, который представляет собой раствор указанного полимера в воде, содержащий незначительное количество масла или не содержащий масло.

20. Скважинный раствор по любому из предыдущих пунктов, который дополнительно включает по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, включающей дополнительные агенты для регулирования водоотдачи, закупоривающие измельченные материалы, мелкодисперсные добавки для повышения плотности раствора, разбавители и ингибиторы образования отложений.

21. Скважинный раствор по любому из предыдущих пунктов, который обладает пластической вязкостью в диапазоне от 1 до 100 мПа-с.

22. Способ проведения скважинной операции с применением циркулирующего скважинного раствора на водной основе, включающий циркуляцию в скважине скважинного раствора по любому из предыдущих пунктов.

23. Способ по п.22, в котором скважинный раствор на водной основе циркулирует в скважине во время бурения скважины.

24. Применение полимера по любому из пп.1-16 в качестве агента для регулирования водоотдачи в скважинном растворе, содержащем непрерывную водную фазу, при скважинной операции.

Евразийская патентная организация, ЕАПВ

Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2