EA009065B1

EA009065B1 - Агент обращения фаз замедленного действия для бурового раствора на основе обращенной эмульсии

Info

Publication number: EA009065B1
Application number: EA200501248A
Authority: EA
Inventors: Роберт Л. Хортон; Бетишиа Б. Прасек; Фрэнк Э. Эванс; Марк Люстер; Стив Мэйсон; Тейлор Грин
Original assignee: М-Ай Л.Л.С.
Priority date: 2003-02-03
Filing date: 2004-02-03
Publication date: 2007-10-26
Also published as: US7152697B2; CA2514592A1; EP1646702B1; NO339213B1; ATE362499T1; DE602004006515D1; EA200501248A1; EP1646702A1; BRPI0407194B1; US20040176255A1; BRPI0407194A; WO2004069958A1; MXPA05008070A; NO20054062D0; CA2514592C; DE602004006515T2; NO20054062L

Abstract

Способ регулирования и задержки инверсии бурового раствора и смачиваемости отфильтрованного осадка с использованием агента обращения фаз замедленного действия. Отфильтрованный осадок предпочтительно образован при бурении подземного пласта с использованием бурового раствора, который включает маслянистую жидкость, немаслянистую жидкость, аминное поверхностно-активное вещество, имеющее структуругде R означает С-Салифатический углеводород; R' независимо выбран из водорода или C-Салкильной группы; А означает NH или О и 1≤х+у≤3. В способе отфильтрованный осадок подвергают воздействию агента обращения фаз замедленного действия, выбранного из группы, состоит из алифатических аминокислот, солей алифатических аминокислот и их сочетания. В одном предпочтительном иллюстративном варианте осуществления агент обращения фаз замедленного действия добавляют в виде таблетки, таблетка содержит жидкий носитель, агент, повышающий вязкость, и агент обращения фаз замедленного действия. Агент обращения фаз замедленного действия может быть выбран из этилендиаминтетрауксусной кислоты, солей щелочных металлов этилендиаминтетрауксусной кислоты и сочетания этих и аналогичных соединений.

Description

Буровые растворы многих типов используются при бурении нефтяных и газовых скважин. Выбор бурового раствора на углеводородной основе, также известного как буровой раствор на углеводородной основе, включает тщательный баланс более или менее желательных свойств таких растворов в конкретной области использования, типа скважины для бурения и характеристик нефтяного или газового месторождения, в котором предполагается бурение скважины. Поверхностно-активное вещество, способное эмульгировать воду, входящую в нефть, является важным компонентом буровых растворов на углеводородной основе.

Основные преимущества выбора бурового раствора на углеводородной основе включают превосходную стабильность ствола, особенно в сланцевых пластах; образование более тонкого фильтровального осадка по сравнению с тем, который образуется в случае бурового раствора на водной основе; отличную смазку бурового снаряда и скважинных инструментов; проникновение соляных пластов без обрушения или расширения ствола, а также другие преимущества, которые могут быть известны специалистам.

Особенно преимущественными свойствами буровых растворов на углеводородной основе являются их отличные скорости механической проходки и смазочные свойства. Эти два свойства позволяют осуществить быстрое бурение скважин, имеющих значительное отклонение от вертикали, что типично для оффшорных или глубоководных операций бурения или когда желательна горизонтальная скважина. В таких стволах с большим отклонением значительную проблему составляют вращающий момент и гидродинамическое сопротивление на буровом снаряде, так как буровая труба лежит против нижней стороны скважины, и велик риск залипания труб при использовании бурильных растворов на водной основе. В отличие от этого буровые растворы на углеводородной основе обеспечивают тонкий, скользкий фильтровальный осадок, что помогает подать значительно большую мощность к поверхности породы, которую предстоит бурить, и предотвращает прилипание труб. Таким образом может быть оправдано использование бурового раствора на углеводородной основе.

Несмотря на многочисленные преимущества использования буровых растворов на углеводородной основе они также имеют менее желательные свойства. При общем использовании буровые растворы на углеводородной основе имеют очень высокие начальную и эксплуатационную стоимости. Эти стоимости могут быть значительными в зависимости от глубины ствола для бурения. Однако часто высокие стоимости могут быть оправданы, если буровой раствор на углеводородной основе предотвращает образование пустот или расширение ствола, что может существенно повысить время и стоимость бурения. Утилизация покрытых нефтью отходов бурения представляет другую главную задачу, особенно для оффшорных или глубоководных операций бурения. В последних случаях отходы должны быть либо отмыты от нефти моющим раствором, который также должен быть утилизован, или отходы должны быть отправлены обратно на берег для утилизации безопасным для окружающей среды образом. Другой момент, который должен быть принят во внимание, - это местное законодательство, которое может ограничивать использование буровых жидкостей на углеводородной основе по экологическим соображениям.

Буровые растворы на углеводородной основе содержат некоторое количество воды, либо образованной в несущем пласте самим буровым раствором, либо остаточной воды в стволе, либо намеренно добавленной воды для изменения свойств бурового раствора или шлама. В таких эмульсиях типа вода-вмасле, также известных, как обращенные эмульсии, используют эмульгатор, который стабилизирует эмульсию. В общем, обращенная эмульсия может содержать как водорастворимые, так и маслорастворимые эмульгаторы. Типичные примеры таких эмульгаторов включают мыла поливалентных металлов, жирные кислоты и мыла жирных кислот, другие аналогичные подходящие для использования соединения, которые должны быть известны специалистам в данной области. Использование традиционных эмульгаторов и поверхностно-активных веществ в системах обращенных буровых растворов может осложнить процесс очистки в операциях по заканчиванию открытых стволов. Растворы, предусматривающие использование традиционных поверхностно-активных и эмульгирующих материалов, могут требовать использования растворителей и других поверхностно-активных промывных растворов для проникновения в фильтровальный осадок и обращения смачивающей способности частиц фильтровального осадка. То есть промывание детергентами должно привести к превращению маслосмачиваемых твердых материалов фильтровального осадка в водосмачиваемые материалы.

Водосмачиваемые материалы в фильтровальном осадке являются необходимыми, чтобы последующие кислотные промывные воды могли действовать на частицы осадка шлама и разрушить или удалить их перед добычей. Производительность скважины в некоторой степени зависит от эффективного и производительного удаления фильтровального осадка при условии минимизации возможного водного закупоривания, забивания или других повреждений природных каналов течения в пласте. Проблемы эффективной очистки скважины, стимулирования и заканчивания представляются существенным для всех типов скважин, а особенно при заканчивании горизонтальных скважин с открытым стволом.

Настоящее изобретение, в общем, относится к способу регулирования обращения фаз в обращен

- 1 009065 ных эмульсионных жидкостях, которые используются в бурении, заканчивании и эксплуатации подземных скважин, предпочтительно нефтяных и газовых скважин. Общие принципы использования обращенных эмульсионных растворов в таких областях применения должны быть известны специалистам в данной области, как указано в книге СотроШюп апб Ргорегйек о£ ЭгШшд апб Сотр1е1юп Пшбх. 5^4Ь Ε61ΐίοη, Н.С.Н. Эаг1еу апб Сеогде КСгау, Си1£ РиЬШЫпд Сотрапу, 1988, содержание которой включено в настоящее описание в качестве ссылки.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения раствор на основе обращенной эмульсии, который содержит маслянистый раствор, немаслянистый раствор и аминное поверхностно-активное вещество, используют при бурении подземных скважин. Поверхностно-активный компонент бурового раствора выбран так, чтобы когда основная часть аминного поверхностно-активного вещества находилась в непротонированной форме, могла образоваться обращенная эмульсия, в которой маслянистая жидкость представляет непрерывную фазу, а не маслянистая жидкость представляет дискретную фазу. То есть непротонированная форма аминного поверхностно-активного вещества способна стабилизировать обращенную эмульсию. Однако при протонировании основной части аминного поверхностноактивного вещества маслянистая жидкость становится дискретной фазой, а немаслянистая жидкость становится непрерывной фазой. Другими словами, обращенная эмульсия превращается в обычную эмульсию при протонировании аминного поверхностно-активного вещества. Агент замедленного обращения фаз используют или смешивают с буровым раствором, чтобы обеспечить средство регулирования продолжительности и/или условий, при которых амин протонируется, и, таким образом, когда жидкость превращается из обычной эмульсии в обращенную эмульсию.

Другой вариант осуществления настоящего изобретения включает способ очистки ствола скважины буровым раствором на основе обращенной эмульсии, рассмотренной выше. Способ очистки ствола скважины включает установку таблетки, включающей жидкий носитель, агент, повышающий вязкость, и агент обращения фаз замедленного действия, в заданную часть ствола скважины, подлежащего очистке. Агент обращения фаз замедленного действия и агент, повышающий вязкость, в таблетке регулируют продолжительность конверсии маслосмачиваемого в водосмачизаемый любого остаточного бурового раствора или фильтровального осадка, находящегося в заданной части ствола скважины. После конверсии в водосмачиваемый остаточный буровой раствор и фильтровальный осадок легко вымываются из ствола скважины.

Обращенные эмульсии, используемые в практике настоящего изобретения, включают те, которые ранее описаны в патенте США № 6218342, а также в опубликованных патентных заявках США № И82001-0051593А1 и И8200200033258А1, содержание каждой из которых включено в настоящее описание в качестве ссылки. Как в них раскрыто, маслянистые жидкости, используемые для составления обращенных эмульсий, применяемых в практике настоящего изобретения, представляют собой жидкости, более предпочтительно - природные или синтетические масла, а еще более предпочтительно - маслянистые жидкости выбраны из группы, включающей дизельное топливо, минеральное масло; синтетическое масло, такое как полиолефины, полидиорганосилоксаны, силоксаны или органосилоксаны; и их смеси. Концентрация маслянистой жидкости должна быть достаточной для того, чтобы образовалась обращенная эмульсия, и может быть меньше, чем примерно 99% по объему обращенной эмульсии. В одном варианте осуществления изобретения количество гидрофобной жидкости составляет от примерно 30 до примерно 95 об.% и более предпочтительно от примерно 40 до примерно 90 об.% раствора на основе обращенной эмульсии. Маслянистая жидкость в одном из вариантов осуществления изобретения может включать по меньшей мере 5 об.% материала, выбранного из группы, включающей сложные эфиры, простые эфиры, ацетали, диалкилкарбонаты, углеводороды и их комбинации.

Немаслянистая жидкость, использованная в составе растворов на основе обращенных эмульсий для применения в настоящем изобретении, представляет собой жидкость и предпочтительно водную жидкость. Более предпочтительно немаслянистая жидкость может быть выбрана из группы, включающей морскую воду, рассол, содержащий органические и/или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащие не смешиваемые с водой органические соединения, и их комбинации. Количество немаслянистой жидкости обычно составляет величину меньше, чем теоретический предел, необходимый для образования обращенной эмульсии. Таким образом, в одном варианте осуществления изобретения количество немаслянистой жидкости составляет меньше чем примерно 70% по объему и предпочтительно от примерно 1 до примерно 70 об.%. В другом варианте осуществления изобретения немаслянистая жидкость составляет предпочтительно от примерно 5 до примерно 60 об.% раствора на основе обращенной эмульсии.

Выбор подходящего аминного поверхностно-активного вещества для приготовления буровых растворов, используемых в настоящем изобретении, осуществляют на основании объединения количества непротонированного амина с частями маслянистой жидкости и немаслянистой жидкости в соответствующей емкости. Затем жидкость интенсивно встряхивают или перемешивают, чтобы тщательно смешать две жидкости. После остановки перемешивания визуальным наблюдением определяют, образовалась ли эмульсия. Эмульсия считается стабильной, если маслянистая и немаслянистая жидкости заметно не расслаиваются после перемешивания. То есть эмульсия сохранится более чем в течение примерно 1

- 2 009065 мин после прекращения встряхивания или перемешивания, применяемого для получения эмульсии. Один тест на определение того, образовалась или нет обращенная эмульсия, заключается в том, что отбирают небольшую часть эмульсии и помещают ее в контейнер с маслянистой жидкостью. Если обращенная эмульсия образовалась, капля эмульсии будет диспергироваться в маслянистой жидкости. Альтернативный тест состоит в том, что измеряют электрическую стабильность образовавшейся эмульсии с использованием традиционного доступного измерителя стабильности эмульсий. Обычно в таких тестах напряжение, прикладываемое между двумя электродами, повышается до тех пор, пока эмульсия не разрушится, и между двумя электродами не появится пиковый ток. Напряжение, необходимое для разрушения эмульсии, рассматривается в данной области как мера стабильности эмульсии. Такие тесты на стабильность эмульсий должны быть хорошо известны специалистам в данной области, о чем свидетельствуют данные, представленные на стр.166 книги СотрозШоп апб Ргорейтез оГ ОпШпр апб Сотр1ебоп Р1шб§, 5¹¹' ЕбШоп, Н.С.Н. Оабеу апб Оеогде К. Огау, ΟυΙΓ РиЫЫппд Сотрапу, 1988, содержание которой вклю чено в настоящее описание в качестве ссылки.

В свете вышеупомянутого критерия выбора в одном варианте настоящего изобретения раствор на основе обращенной эмульсии составляют с использованием аминного поверхностно-активного вещества, имеющего общую формулу /(СН₂СНК'А)_хН

К— (СН₂СНК'А^Н где К означает С₁₂-С₂₂; К независимо выбран из водорода или С₁-С₃ алкильной группы; А означает ΝΗ или О и х+у имеет величину больше чем или равную единице, но также меньше чем или равную трем. Предпочтительно К группа может представлять С₁₂-С₂₂ алифатическую углеводородную или более предпочтительно представляет нециклическую алифатическую группу. В одном варианте осуществления К группа содержит по меньшей мере одну степень ненасыщенности, то есть по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь. В другом варианте К группа может представлять коммерчески признанную смесь алифатических углеводородов, таких как соя, которая представляет собой смесь С₁₄-С₂о углеводородов, или талловый жир, который представляет собой смесь С₁₆-С₂₀ алифатических углеводородов, или таловое масло, которое представляет смесь С₁₄-С₁₈ алифатических углеводородов. В другом варианте осуществления, в котором А группа означает ΝΗ, величина х+у предпочтительно равна двум, причем х имеет предпочтительное значение единица. Еще в одном варианте осуществления, когда А группа означает О, предпочтительное значение х+у равно двум, причем величина х предпочтительно равна единице. Предпочтительные примеры коммерчески доступных аминных поверхностно-активных веществ включают ЕШотееп Т/12, диэтоксилированный таловый амин; ЕЕйотееп 8/12, диэтоксилированный соевый амин; Опотееп О, №олеил-1,3-диаминопропан; Опотееп Та №талловый-1,3-диаминопропан, которые все доступны от фирмы Акзо.

Количество аминного поверхностно-активного вещества, присутствующего в растворе на основе обращенной эмульсии, используемом при осуществлении настоящего изобретения, должно быть достаточным для стабилизации обращенной эмульсии согласно вышеупомянутому методу испытаний. То есть эмульсия должна сохраняться в течение более чем примерно 1 мин после окончания встряхивания или перемешивания, при которых образуется эмульсия. Хотя концентрация может меняться в зависимости от конкретных компонентов бурового раствора или шлама, обычно концентрация составляет менее примерно 10 об.% раствора. Таким образом, в одном варианте осуществления аминное поверхностно-активное вещество предпочтительно содержится в растворе на основе обращенной эмульсии в концентрации от 0,1 до 5,0%. Более предпочтительно количество присутствующего аминного поверхностно-активного вещества должно соответствовать концентрации от 1 до 5 об.% раствора.

Как отмечено выше, важным свойством бурового раствора, описанного выше, является то, что протонирующий агент вызывает превращение обращенной эмульсии в обычную эмульсию. То есть добавле ние протонирующего агента вызывает превращение эмульсии типа вода-в-масле в эмульсию типа маслов-воде. Протонирующий агент, по тексту называемый «кислота», должен быть функционально способным протонировать аминное поверхностно-активное вещество. Роль агента обращения фаз (т.е. агента, который образуется в результате контролируемого протонирования амина) заключается в задержке и/или регулировании продолжительности обращения фаз заранее заданным образом. Продлевая такой контроль, создают дополнительные возможности для изменения смачивающей способности любых твердых материалов ствола скважины или фильтровального осадка до более высокой степени регулирования, путем изменения продолжительности смачиваемости с заранее заданной задержкой.

Агент обращения фаз замедленного действия настоящего изобретения сформирован так, что соотношение аминного соединения, а, следовательно, конверсия раствора из обращенной в обычную эмульсию, регулируется и определяется на основе свойств агента обращения фаз замедленного действия. Механизм, по которому работает агент обращения фаз замедленного действия, полностью не ясен. Полагают, что агент обращения фаз замедленного действия изменяет смачиваемость буровых растворов на ос

- 3 009065 нове обращенной эмульсии, раскрытых в настоящем изобретении, влияя на действие самого аминного поверхностно-активного вещества или косвенно влияя на подкислитель или какой-то другой реагент, содержащийся в системе. Авторы изобретения установили, что разрушающий агент замедленного действия может быть выбран из общей группы соединений, включающей алифатические аминокислоты, соли алифатических аминокислот, а также смеси и комбинации этих соединений. В одном пояснительном варианте осуществления агент обращения фаз замедленного действия представляет собой соль этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА). Предпочтительно соль представляет соль щелочного металла ЭДТА, более предпочтительно калиевая соль ЭДТА. В одном особенно предпочтительном пояснительном варианте осуществления использована дикалиевая соль ЭДТА в качестве агента обращения фаз замедленного действия.

Также в пределах концепции настоящего предмета изобретения лежит использование медленно гидролизуемого химического соединения, такого как сложный эфир, который будет вызывать замедленное протонирование аминного поверхностно-активного вещества. Любой специалист в данной области сможет оценить комбинацию реагентов, которые будут деструктировать под действием ферментов, и соответствующий фермент, чьи комбинации вызовут регулированное выделение протонного иона. Любой специалист должен понять, что может существовать множество путей, которыми могут быть достигнуты вышерассмотренные цели регулирования и замедления процесса изменения фаз, описанного в данной заявке. Например, хорошо известны инкапсулированные ферменты и другие химические агенты в области разрушения растворов. Аналогичным образом агенты обращения фаз замедленного действия, как те, что описаны выше, могут быть инкапсулированы, чтобы достичь желательных результатов в настоящем изобретении.

Способ, используемый для получения жидкостей на основе обращенных эмульсий, применяемых в способах настоящего изобретения, не является определяющим. Могут быть использованы обычные способы получения жидкостей на основе обращенных эмульсий, аналогично тем, что обычно используют для получения обычных буровых растворов на углеводородной основе. В одном пояснительном способе желательное количество маслянистой жидкости, такой как основной углеводород, и подходящее количество аминного эмульгатора смешивают вместе, а остальные компоненты последовательно добавляют при непрерывном перемешивании. Обращенная эмульсия настоящего изобретения образуется при интенсивном встряхивании или перемешивании маслянистой жидкости и немаслянистой жидкости.

Жидкости на основе обращенных эмульсий настоящего изобретения могут дополнительно содержать вспомогательные реагенты, в зависимости от конечного назначения обращенной эмульсии, до тех пор пока они не влияют на процесс обращения фаз растворов на основе обращенных эмульсий, описанных в данной заявке. Например, смачивающие агенты, органофильные каолины, агенты, повышающие вязкость, наполнители, связывающие агенты и агенты регулирования потерь раствора, могут быть добавлены к композициям растворов настоящего изобретения для достижения дополнительных функциональных свойств. Добавление таких агентов должно быть хорошо известно специалистам в области получения буровых растворов и шламов. Однако следует отметить, что добавление таких агентов не должно отрицательно влиять на свойства, придаваемые аминным поверхностно-активным веществом, как описано выше по тексту.

Смачивающие агенты, которые могут быть целесообразны для использования в настоящем изобретении, включают сырое талловое масло, окисленное сырое талловое масло, поверхностно-активные вещества, органические сложные фосфатные эфиры, модифицированные имидазолы и амидоамины, ароматические алкилсульфаты и сульфонаты и т. п., и их комбинации или производные. Однако использование смачивающих агентов на основе жирных кислот должно быть минимальным, чтобы не ухудшить обращаемость описанных в данной заявке обращенных эмульсий.

Уегааете!™ и Уегааете!™ N8 являются примерами коммерчески доступных смачивающих агентов, производимых и поставляемых на рынок фирмой М-Ι ЭпШпд ΕΊιιίάδ Ь.Ь.С., которые могут быть использованы в настоящем изобретении. 8йете! Ь-77, Ь-7001, Ь7605 и Ь-7622 являются примерами коммерчески доступных поверхностно-активных веществ и смачивающих агентов, производимых и поставляемых на рынок фирмой υηίοη СагЫбе Сйешгса1 Сотрапу 1пс.

Органофильные каолины, обычно обработанные аминами каолины, могут быть использованы как агенты, повышающие вязкость, в композициях растворов настоящего изобретения. Также могут быть использованы другие повысители вязкости, такие как маслорастворимые полимеры, полиамидные смолы, поликарбоновые кислоты и мыла. Количество использованного в композиции агента, повышающего вязкость, может меняться в зависимости от конечного назначения композиции. Однако для большинства областей использования обычно достаточно от примерно 0,1 до 6 мас.%. УС-69™ и УС-РЬи8™ представляют собой органокаолины, поставляемые на рынок фирмой М-Ι ЭгШшд Р1шб§ Ь.Ь.С, а Уегаа-НВР™ представляет собой материал на основе полиамидной смолы, производимый и поставляемый на рынок фирмой М-Ι ЭпШпд Р1шб§ Ь.Ь.С., который может быть использован в настоящем изобретении.

Суспендирующие агенты, целесообразные для использования в настоящем изобретении, включают органофильные каолины, обработанные аминами каолины, маслорастворимые полимеры, полиамидные смолы, поликарбоновые кислоты и мыла. Количество агента, повышающего вязкость, используемого в

- 4 009065 композиции, если он использован, может меняться в зависимости от конечного назначения композиции. Однако для большинства областей применения обычно достаточно примерно от 0,1 до примерно 6 мас.%. У6-69™ и УО-РЬИЗ™ представляют собой органокаолины, поставляемые на рынок фирмой М-1 Όή11ίη§ Е1шб§ Ь.Ь.С, а Уегаа-НКР™ представляет собой материал на основе полиамидной смолы, производимый и поставляемый на рынок фирмой М-Ι Όή11ίη§ Е1шб§ Ь.Ь.С., который может быть использован в настоящем изобретении.

Утяжеляющие агенты или плотные материалы, подходящие для использования в настоящем изобретении, включают галену, гематит, магнетит, оксиды железа, ильменит, барит, сидерит, целестит, доломит, кальцит и т.п. Добавленное количество такого материала, если он использован, зависит от желательной плотности конченой композиции. Обычно утяжеляющий материал добавляют, чтобы достичь плотности бурового раствора до примерно 24 фунтов на галлон. Утяжеляющий материал предпочтительно добавляют в количестве до 21 фунт на галлон и наиболее предпочтительно - до 19,5 фунт на галлон.

Действие агентов регулирования потерь раствора обычно основано на покрытии стенок ствола скважины по мере бурения скважины. Целесообразные агенты регулирования потерь раствора, которые могут найти использование в настоящем изобретении, включают модифицированные лигнины, асфальтеновые соединения, гильзонит, органофильные гуматы, полученные в результате взаимодействия гуматовой кислоты с амидами или полиалкиленполиаминами, и другие нетоксичные добавки для снижения потерь раствора. Обычно агенты регулирования потерь раствора добавляют в количествах меньше чем примерно 10% и предпочтительно меньше, чем примерно 5 мас.% раствора.

Вследствие того, что многие свойства обращенной эмульсии настоящего изобретения аналогичны свойствам обычных обращенных эмульсий, применение растворов должно быть беспрепятственным.

Один неожиданный и неочевидный аспект бурения подземных скважин в присутствии обращенной эмульсии настоящего изобретения заключается в том, что очистка скважины существенно облегчается и ускоряется, особенно когда скважина проходит внутрь или контактирует с производственным пластом. Как описано выше, когда используют обычный бурильный раствор на основе обращенной эмульсии, очистка и стимулирование скважины могут включать промывание фильтровального осадка детергентами и кислотное промывание для растворения частиц фильтровального осадка. Чтобы эти операции были полностью эффективными, значительное количество водного детергента и водной кислоты может проникать в пласт, что приведет к водяной блокировке в пласте, отрицательно сказывающейся на производительности. В отличие от этого бурение и заканчивание скважины с использованием растворов, описанных в настоящей заявке, и способов настоящего изобретения позволяет оператору проникнуть в пласт при использовании растворов на основе обращенной эмульсии, содержащих маслосмачиваемые твердые материалы, и регулировать время конверсии маслосмачивамых материалов в водосмачиваемые материалы. При осуществлении этого использование промывных растворов на водной основе минимально, так как фильтровальный осадок и другие твердые материалы будут легко вымываться, поскольку они становятся водосмачиваемыми.

При осуществлении раскрытых выше способов специалист поймет, что таблетка или слаг могут быть использованы, чтобы доставить агент обращения фаз замедленного действия в заданный участок ствола скважины. Состав такой таблетки или слага раствора подобран так, что слаг или таблетка остается обычно равномерной внутри ствола скважины. В другом варианте осуществления таблетка составлена так, что включает жидкий носитель, агент, повышающий вязкость, и агент обращения фаз замедленного действия. Жидкий носитель может быть выбран из широкого ряда потенциальных жидкостей, что должно быть понятно специалистам в данной области. Предпочтительно жидкий носитель представляет собой раствор на водной основе и более предпочтительно выбран из группы, включающей свежую воду, морскую воду, рассол, промывные флюиды ствола скважины, а также их комбинации и другие аналогичные жидкости. Аналогично агент, повышающий вязкость, может быть выбран из широкого ряда потенциальных повысителей вязкости, что будет понятно специалистам в данной области. В одном пояснительном варианте осуществления повыситель вязкости выбран из группы, включающей бентонит, сепиолит, каолин, аттапульгитовую глину, гидроксиэтилцеллюлозу, анионный высокомолекулярный полимер и биополимеры, а также их комбинации и другие аналогичные агенты, повышающие вязкость.

Авторы изобретения установили, что деэмульгатор замедленного действия может быть выбран из общей группы соединений, включающих алифатические аминокислоты, соли алифатических аминокислот, а также смеси и комбинации этих соединений. В одном пояснительном варианте осуществления агент обращения фаз замедленного действия представляет собой соль этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА). Предпочтительно соль представляет собой соль щелочного металла ЭДТА и более предпочтительно - калиевую соль ЭДТА. В одном особенно предпочтительном иллюстративном варианте осуществления в качестве агента обращения фаз замедленного действия использована дикалиевая соль ЭДТА. Агент обращения фаз замедленного действия предпочтительно составлен в виде 15-40 мас.% раствора, который затем используют для составления конечного деэмульгатора. Сам конечный деэмульгатор предпочтительно составлен так, что включает водный раствор хлорида калия, катионное поверхностно-активное вещество и агент, повышающий вязкость, такой как гидроксиэтилцеллюлоза. Необязательно могут быть включены пеногасители, диспергаторы и термостабилизаторы, поскольку их действие

- 5 009065 не ингибирует действия агента обращения фаз замедленного действия. Специалисту будет понятно, что включение таких необязательных агентов или соединений способствует общему действию разрушающего раствора замедленного действия и будет зависеть от конкретной области использования раствора. Таким образом, будут необходимы рутинные испытания и определение допустимой погрешности для оптимизации функции агента обращения фаз замедленного действия для любой конкретной скважины.

Следующий пример представлен для дополнительного пояснения применения и использования способов и композиций настоящего изобретения.

Пример 1.

Буровой раствор как тот, что описан в патенте США № 6218342, а также в опубликованной патентной заявке США № И82001-0051593А1 и И8200200033258А1, использован для открытого ствола скважины с гравийным заполнением, который закончили с использованием системы СРЛ8. Ограничения конфигурации инструментов для этого заканчивания обусловили необходимость тестирования деэмульгатора, который замедлит процесс обращения. Эта задержка позволит протолкнуть промывную трубу из узла с гравийным заполнением без избыточных и/или неконтролируемых потерь. Цель состояла в задержке обращения фаз остаточного фильтровального осадка после добавления деэмульгатора в бета-фазе операции упаковки гравия. Операция обеспечивает примерно 4¹А-часовую задержку процесса обращения, что позволяет безопасно и эффективно осуществлять операции РООН. Также важна способность выбранного деэмульгатора обеспечивать обращение остаточного фильтровального осадка в водосмачиваемое состояние. Кроме того, потенциальная возможность растворения любого характерного карбоната значительно ускоряет действие разрушающей системы, а также ее способности дезагрегировать остаточные материалы фильтровального осадка. Дополнительные цели для деэмульгирующей системы включали следующие: а) минимизация инвазии и сопутствующей избыточной потери раствора и Ь) эффективная очистка остаточного фильтровального осадка. Лабораторные испытания осуществлены для оптимизации состава деэмульгатора замедленного действия.

Испытание включает получение разрушающей системы, которая предусматривает использование 11%-ного водного раствора КС1 и 15-40 мас.% водного раствора дикалиевой соли ЭДТА (раствор агента обращения фаз замедленного действия или раствор ^ЕСА) в качестве базовых жидкостей. Использованы растворы ^РСΑ концентрацией 5% (об./об.), 10% (об./об.), 20% (об./об.), 30% (об./об.) и 40% (об./об.). Эти растворы обозначены как образцы от А до Е (табл. 1). Эти растворы уравновешены по массе до 8,9 ч/г, так как это составило желательную плотность для гравийной набивки. Затем добавляют катионное поверхностно-активное вещество и эти сосуды с образцами обозначают от Е до I (табл. 1) . Окончательно в деэмульгаторы добавляют раствор гидроксиэтилцеллюлозы при 40 ч/тг. Эти сосуды с образцами обозначены от К до О (табл. 1). Для проведения максимального числа тестов деэмульгаторы составляют в объеме 1/10 лаб барреля (т.е. 35 мл). рН всех деэмульгаторов довели приблизительно до 5,0 при использовании КОН. Окончательно к раствору добавляют отфильтрованный осадок, состаренный в статических условиях. Отфильтрованные осадки получают на АР1 фильтровальной бумаге при использовании разницы давления воздуха 500 фунт/кв.дюйм и температуре 155°Е.

Таблица 1. Условия испытаний на просеивание

	Состав (все включают раствор на основе КС1)	Исходный	Через 30 минут, в динамике	Через 10 часов, в статике
А	5% раствор ЭРСА	Осадок нетронутый	Осадок нетронутый	Осадок нетронутый
В	10% раствор ОРСА	Осадок нетронутый	Слабо диспергированный осадок	Частично диспергированный осадок
С	20% раствор ОРСА	Осадок нетронутый	Частично диспергированный осадок	Полная дисперсия
э	30% раствор ОРСА	Осадок нетронутый	Частично диспергированный осадок	Полная дисперсия
Е	40% раствор ОРСА	Осадок нетронутый	Частично диспергированный осадок	Полная дисперсия
Е	5% раствор ОРСА 0,15% поверхностно-активного вещества	Осадок нетронутый	Осадок нетронутый	Осадок нетронутый
С	10% раствор ОРСА 0,15% поверхностно-активного вещества	Осадок нетронутый	Осадок нетронутый	Частичная дисперсия осадка

- 6 009065

н	20% раствор ϋΡΟΆ 0,15% поверхностно-активного вещества	Осадок нетронутый	Осадок нетронутый	Полная дисперсия
I	30% раствор ЭРСА 0,15% поверхностно-активного вещества	Осадок нетронутый Слабая реакция	Частично диспергированный осадок	Полная дисперсия
ц	40% раствор ЭРСА 0,15% поверхностно-активного вещества	Осадок нетронутый Слабая реакция	Частично диспергированный осадок	Полная дисперсия
к	5% раствор ЭРСА 0,15% поверхностно-активного вещества ГЭЦ 40 ч/тг	Осадок нетронутый	Осадок нетронутый	Осадок нетронутый Деэмульгатор вязкий
ь	10% раствор ЭРСА 0,15% поверхностно-активного вещества ГЭЦ 40 ч/тг	Осадок нетронутый	Осадок нетронутый	Слабо диспергированный осадок Деэмульгатор вязкий
м	20% раствор ЭРСА 0,15% поверхностно-активного вещества ГЭЦ 40 ч/тг	Осадок нетронутый	Осадок нетронутый	Частичная дисперсия осадка Деэмульгатор вязкий
0	40% раствор ЦРСА 0,15% поверхностно-активного вещества ГЭЦ 40 ч/тг	Осадок нетронутый	Осадок нетронутый	Частичная дисперсия осадка Деэмульгатор вязкий

Исходя из представленных выше результатов, специалист поймет, что а) 30-минутное «горячее укатывание», симулирующее бета-фазу, остаточных отфильтрованных осадков показало, что отфильтрованные осадки остаются нетронутыми, когда в деэмульгатор добавляют 40 ч/г гидроксиэтилцеллюлозы (ГЭЦ), дополнительные деэмульгаторы, в которые не добавляли ГЭЦ, показали относительно хорошую дисперсию отфильтрованных осадков и Ь) 10-ти часовое старение в статическом режиме, симулирующее выделение боковых, остаточных ΕΑΖΕΡΚΘ отфильтрованных осадков и деэмульгаторов показало, что отфильтрованные осадки легко диспергируются в растворе деэмульгатора вышеприведенного состава замедленного действия при концентрации 20% и выше.

Основываясь на вышеописанном испытании, был составлен раствор деэмульгатора замедленного действия и успешно использован в процессе прохождения ствола:

Компонент 11% раствор хлорида калия Раствор ИРСА Катионное поверхностно-активное вещество

Концентрация 8 ч/г 30% (об./об.) 0,15% (об/об)

8ΑΕΕ-ΥΙ8 Ε (раствор гидроксиэтилцеллюлозы) 0,5 г/б

При рассмотрении вышеизложенного предмета изобретения специалист поймет и оценит, что один пояснительный вариант осуществления раскрытого предмета изобретения включает способ регулирования инверсии бурового раствора, в котором буровой раствор включает: маслянистую жидкость; немасля нистую жидкость; аминное поверхностно-активное вещество, имеющее структуру /(СН₂СНК'А)_хН

К— (СН₂СНК'А^Н где К означает С₁₂-С₂₂ алифатический углеводород; К' независимо выбран из водорода или С₁-С₃алкильной группы; А означает ΝΗ или О и 1<х+у<3. Пояснительный способ включает смешивание указанного бурового раствора с агентом обращения фаз замедленного действия, выбранного из алифатических аминокислот, солей алифатических аминокислот и их комбинаций. В одном предпочтительном иллюстративном варианте осуществления агент обращения фаз замедленного действия добавляют в виде таблетки, таблетка включает жидкий носитель, агент, повышающий вязкость, и агент обращения фаз замедленного действия. Агент обращения фаз замедленного действия может быть выбран из этилендиаминтетрауксусной кислоты, солей щелочных металлов этилендиаминтетрауксусной кислоты и сочетания этих и аналогичных соединений. Когда используют жидкий носитель, то предпочтительно, чтобы это был водный раствор соли щелочного металла и более предпочтительно - раствор хлорида калия. Кроме того, в предпочтительном пояснительном варианте повыситель вязкости представляет собой совместимый агент, повышающий вязкость, такой как гидроксиэтилцеллюлоза.

Следует также понимать, что настоящее изобретение также охватывает способ регулирования сма

- 7 009065 чиваемости отфильтрованного осадка. Отфильтрованный осадок предпочтительно образуется при бурении подземного пласта с использованием бурового раствора, который включает: маслянистую жидкость;

немаслянистую жидкость; аминное поверхностно-активное вещество, имеющее структуру:

/(СНгСНК'А^Н (СН₂СНК’А^Н где К означает С12-С22 алифатический углеводород; К' независимо выбран из водорода или С1-С3 алкильной группы; А означает ΝΗ или О и 1<х+у<3. Пояснительный способ включает смешивание указанного бурового раствора с агентом обращения фаз замедленного действия, выбранного из алифатических аминокислот, солей алифатических аминокислот и их комбинаций. В одном предпочтительном иллюстративном варианте осуществления агент обращения фаз замедленного действия добавляют в виде таблетки, таблетка включает жидкий носитель, агент, повышающий вязкость, и агент обращения фаз замедленного действия. Агент обращения фаз замедленного действия может быть выбран из этилендиаминтетрауксусной кислоты, солей щелочных металлов этилендиаминтетрауксусной кислоты и сочетания этих и аналогичных соединений. Когда используют жидкий носитель, то предпочтительно, чтобы это был водный раствор соли щелочного металла и более предпочтительно раствор хлорида калия. Кроме того, в предпочтительном иллюстративном варианте агент, повышающий вязкость, представляет собой совместимый агент, повышающий вязкость, такой как гидроксиэтилцеллюлоза.

Хотя устройство, составы и способы, раскрытые выше, описаны в рамках предпочтительных или иллюстративных вариантов осуществления, специалистам будет понятно, что в описанном выше способе могут быть осуществлены изменения без отклонения от концепции и объема притязаний заявленного предмета изобретения. Все такие аналогичные заместители и модификации, очевидные для специалистов, обязательно будут лежать в пределах объема притязаний и концепции заявленного предмета изобретения, как изложено в следующей формуле изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ регулирования инверсии бурового раствора, в котором буровой раствор содержит маслянистую жидкость; немаслянистую жидкость; аминное поверхностно-активное вещество, имеющее струк туру /(СНгСНК'А^Н

К.— (СНгСНК’А^Н где К означает С₁₂-С₂₂алифатический углеводород; К' независимо выбран из водорода или С₁С₃алкильной группы; А означает ΝΗ или О и 1<х+у<3, способ включает смешивание указанного бурового раствора с агентом обращения фаз замедленного действия, выбранного из группы, состоящей из алифатических аминокислот, солей алифатических аминокислот и их сочетания.
2. Способ по п.1, в котором агент обращения фаз замедленного действия добавляют в виде таблетки, таблетка содержит жидкий носитель, агент, повышающий вязкость и агент обращения фаз замедленного действия.
3. Способ по п.1, в котором агент обращения фаз замедленного действия выбран из группы, состоящей из этилендиаминтетрауксусной кислоты, солей щелочных металлов этилендиаминтетрауксусной кислоты и их сочетания.
4. Способ по п.2, в котором агент обращения фаз замедленного действия выбран из группы, состоящей из этилендиаминтетрауксусной кислоты, солей щелочных металлов этилендиаминтетрауксусной кислоты и их сочетания.
5. Способ по п.2, в котором жидким носителем является водный раствор соли щелочного металла.
6. Способ по п.2, в котором агентом, повышающим вязкость, является гидроксиэтилцеллюлоза.
7. Способ регулирования смачиваемости отфильтрованного осадка, в котором отфильтрованный осадок образуется при бурении подземного пласта с использованием бурового раствора, который вклю чает маслянистую жидкость; немаслянистую жидкость; аминное поверхностно-активное вещество, имеющее структуру /(СНгСНК'А^Н ^к~л (СН₂СНК'А^Н где К означает С₁₂-С₂₂алифатический углеводород; К' независимо выбран из водорода или С₁С₃алкильной группы; А означает ΝΗ или О и 1<х+у<3, способ включает осуществление воздействия на указанный отфильтрованный осадок агента обращения фаз замедленного действия, выбранного из груп- 8 009065 пы, состоящей из алифатических аминокислот, солей алифатических аминокислот и их сочетания.
8. Способ по п.7, в котором агент обращения фаз замедленного действия добавляют в виде таблетки, таблетка содержит жидкий носитель, агент, повышающий вязкость, и агент обращения фаз замедленного действия.
9. Способ по п.7, в котором агент обращения фаз замедленного действия выбран из группы, состоящей из этилендиаминтетрауксусной кислоты, солей щелочных металлов этилендиаминтетрауксусной кислоты и сочетания.
10. Способ по п.8, в котором агент обращения фаз замедленного действия выбран из группы, состоящей из этилендиаминтетрауксусной кислоты, солей щелочных металлов этилендиаминтетрауксусной кислоты и их сочетания.
11. Способ по п.8, в котором жидким носителем является водный раствор соли щелочного металла.
12. Способ по п.8, в котором агентом, повышающим вязкость, является гидроксиэтилцеллюлоза.

Евразийская патентная организация, ЕАПВ

Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2/6