EA016562B1

EA016562B1 - Скважинный раствор, способ проведения скважинной операции с применением этого раствора, применение полимера

Info

Publication number: EA016562B1
Application number: EA200900028A
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: 2012-05-30
Also published as: US7919437B2; WO2008001049A8; US20100016179A1; CA2656294A1; WO2008001049A1; EP2038365A1; US20090247428A1; EA014520B1; US7943554B2; WO2008001048A1; CA2656294C; EA200900041A1; EP2041236A1; EA200900028A1; CA2656289A1

Abstract

В изобретении описан скважинный раствор, содержащий непрерывную водную фазу и содержащий: (а) по меньшей мере один полимер, который обладает среднечисловой молекулярной массой в диапазоне от 10000 до менее 100000 и который обладает растворимостью в воде при 20°С, равной не менее 2%, где полимер выбран из сополимера по меньшей мере одного гидрофильного мономера и по меньшей мере одного гидрофобного мономера, содержащего алкильную группу, содержащую не менее 8 атомов углерода, в котором гидрофильный мономер выбран из группы, включающей акриловую кислоту, метакриловую кислоту, малеиновую кислоту, малеиновый ангидрид, фумаровую кислоту и итаконовую кислоту, и в который сульфонатные группы введены в сополимер по реакции по меньшей мере части карбоксигрупп и/или ангидридных групп с соединением общей формулы RN(CH)SOX (I) или с соединением общей формулы НО(СН)SОХ (II), в которой каждый Rнезависимо выбран из группы, включающей водород, метил и этил, X обозначает Н или металл группы IA и n является целым числом, равным от 1 до 6, а суммарная молекулярная масса указанных боковых алкильных групп находится в диапазоне от 15 до 70 мас.% в пересчете на массу указанного полимера; и (b) 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. 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, включая наличие сульфонатных групп, для растворов на водной основе можно значительно уменьшить водоотдачу. Такие полимеры известны, например, из ХУО 00/22009, но

- 1 016562 их применение в скважинных растворах неизвестно или не предположено в предшествующем уровне техники.

В соответствии с этим настоящее изобретение относится к скважинному раствору, содержащему непрерывную водную фазу и содержащему:

(a) по меньшей мере один полимер, который обладает среднечисловой молекулярной массой в диапазоне от 10000 до менее 100000 и который обладает растворимостью в воде при 20°С, равной не менее 2%, где полимер выбран из сополимера по меньшей мере одного гидрофильного мономера и по меньшей мере одного гидрофобного мономера, содержащего алкильную группу, содержащую не менее 8 атомов углерода, в котором гидрофильный мономер выбран из группы, включающей акриловую кислоту, метакриловую кислоту, гидроксиэтилметакрилат, гидроксипропилметакрилат, малеиновую кислоту, малеиновый ангидрид, фумаровую кислоту и итаконовую кислоту, и в который сульфонатные группы введены в сополимер по реакции по меньшей мере части карбоксигрупп и/или ангидридных групп с соединением общей формулы Β¹ ₂Ν(€Η₂)_η§Ο₃Χ (I) или с соединением общей формулы НО(СН₂)_п§О₃Х (II), в которой каждый В¹ независимо выбран из группы, включающей водород, метил и этил, X обозначает Н или металл группы ΙΑ и η является целым числом, равным от 1 до 6, а суммарная молекулярная масса указанных боковых алкильных групп находится в диапазоне от 15 до 70 мас.% в пересчете на массу указанного полимера; и (b) 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.

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, предпочтительно обладают относительно низкой молекулярной массой, например, среднечисловой молекулярной массой в диапазоне от 10000 до 100000, предпочтительно - менее 90000, более предпочтительно - менее 60000. Минимальная молекулярная масса предпочтительно равна 10000 и предпочтительная молекулярная масса равна, 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 нерастворимыми 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., I. Рйук.: Сопбсщ. 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-.

Предпочтительно, если растворимость полимера в воде при 20°С составляет не менее 2%, разумеется, на растворимость влияет содержание гидрофильных звеньев.

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.

Ниже в настоящем изобретении при указании полимеров, применяющихся в настоящем изобретении, мономер, который содержит гидрофильное звено или функциональную группу, которая может превращаться в гидрофильную группу, называют гидрофильным мономером, а мономер, который содержит алкильную группу или функциональную группу, которая может превращаться в боковую алкильную группу, называют гидрофобным мономером. Разумеется, некоторые мономеры могут обладать и гидрофильным, и гидрофобным характером.

- 2 016562

Полимер, применяющийся в настоящем изобретении, может обладать линейной полимерной главной цепью или разветвленной полимерной главной цепью. Предпочтительно, если главная цепь полимера или не сшита, или обладает низкой степенью сшивки.

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, Ν-винилпирролидон, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту (АМПК), винилсульфоновую кислоту и стиролсульфоновую кислоту. Также можно использовать соли акриловых мономеров со щелочными металлами, аммонием или аминами. Дополнительные подходящие сульфированные мономеры включают аллилсульфонат натрия и металлилсульфонат натрия, 2акриламидоэтансульфоновую кислоту, 2-акриламидопропансульфоновую кислоту, 3метакриламидопропансульфоновую кислоту и винилбензилсульфоновую кислоту.

Полимер должен содержать сульфонатные группы. Они могут содержаться в одном из мономеров, из которых получают полимер, или их вводят после полимеризации, например, в качестве исходных групп используют карбоксигруппу или ангидридную группу и по меньшей мере часть карбоксигрупп или ангидридных групп вводят в реакцию с соединением общей формулы Β¹ ₂Ν(0Η₂)_η8Ο₃Χ (I) или с соединением общей формулы ΗΟ(ΟΗ₂)_ηδΟ₃Χ (II), в которой каждый К? независимо выбран из группы, включающей водород, метил и этил, X обозначает Н или металл группы ΙΑ, предпочтительно натрий, калий, рубидий или цезий, и η является целым числом, равным от 1 до 6, предпочтительно от 1 до 3. Предпочтительные реакционноспособные соединения этого типа включают таурин, Ν-метилтаурин, изетионовую кислоту и их соли.

Предпочтительно, если отношение массы сульфонатных групп в пересчете на сульфонатные ионы 8Ο₃ ^- к массе боковых алкильных групп составляет не менее 5:95, более предпочтительно не менее 10:90, еще более предпочтительно не менее 20:80. Предпочтительно, если оно не превышает 50:50.

Наличие сульфонатных групп увеличивает гидрофильность полимера. Это 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. Альтернативные методики введения сульфонатных групп в предварительно сформированные полимеры включают сульфоэтилирование гидроксигрупп или аминогрупп, содержащихся в полимере, по реакции Михаэля с помощью винилсульфоновой кислоты или сульфометилирование по реакции формальдегида и сульфита с аминогруппами или фенольными кольцами, которые могут содержаться в полимере. Прямое сульфирование, например, ароматических групп можно провести по реакции полимера с триоксидом серы или хлорсульфоновой кислотой.

Примером мономера, содержащего функциональную группу, которую можно превратить в сульфонатную группу, является малеиновый ангидрид. Альдегидную функциональную группу можно ввести в реакцию с соединением общей формулы (I) и получить его сульфированные моноамидные или диамидные производные, или с соединением общей формулы (II) и получить его сульфированные сложные моноэфиры или диэфиры. Кроме того, гидрофобные мономеры, такие как стирол, можно превратить в гидрофильные звенья путем введения сульфогрупп.

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 алкильные группы. Таким образом, обладающие линейной или разветвленной цепью алкильные группы, содержащие от 8 до 40 атомов углерода, например от 8 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 (Κ³ΟΗ) можно ввести в реакцию с карбоксигруппами полиакриловой кислоты и получить боковые группы -Ο(Ο)ΟΒ³ (где К³ обозначает обладающую линейной или разветвленной цепью С8-С40алкильную группу). Аналогичным образом, Ν-алкиламин (Κ⁴ΝΗ2) или Ν,Ν-диалкиламин (Κ⁴2ΝΗ) можно ввести в реакцию с карбоксигруппами полиакриловой кислоты и образовать амидную связь (где К⁴ обозначает обладающую линейной или разветвленной цепью С8-С₄₀алкильную группу).

Примеры гидрофобных мономеров включают: С₁₀-С₄₀, например С₁₀-С₄₀, предпочтительно -С₁₂-С₃₀альфа-олефины; алкилвиниловые эфиры, такие как С₈-С₂₄алкилвиниловые эфиры, например, С₁₀-С₂₄ алкилвиниловые эфиры, предпочтительно С₁₂-С₁₈алкилвиниловые эфиры; акриламиды общей формулы ί.Ή2=ί.ΉΒ⁵ί’(Ο)ΝΗΒ⁶ (III), в которой К⁵ выбран из группы, включающей Н и С^С4алкильные группы, предпочтительно метил или этил, и К⁶ обозначает С8-С40алкильную группу, например С10-С40алкильную группу, предпочтительно С12-С₃₀алкильную группу; и акрилаты общей формулы ΟΗ^ΟΗΒ’^Ο^Κ⁸(IV), в которой К⁷ обозначает Н или метил и К⁸ обозначает С₈-С₄₀алкильную группу, например С₁₀-С₄₀алкильную группу, предпочтительно -С₁₂-С₃₀алкильную группу.

Полимер может представлять собой сополимер одного или большего количества гидрофобных мо

- 3 016562 номеров 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 8, например 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 и/или превращены в сульфонатсодержащие группы.

Также известно, что гидрофильные мономеры, такие как ненасыщенные ангидриды (например, малеиновый 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 альфа-олефином. Подходящие альфа-олефины предпочтительно содержат не менее 10, например 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 Сю-С₃₀альфа-олефин, например С1₂-С₃₀альфа-олефин, например С1₂-С1₈альфа-олефин. Однако низш. алкиловые эфиры ненасыщенных карбоновых кислот (например, метиловый или этиловый эфир) легче сополимеризуются с альфаолефином. Соответственно, предпочтительно сополимеризовать низш. алкиловые эфиры ненасыщенных карбоновых кислот с альфа-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 1-октадецен сополимеризуются с малеиновым ангидридом с образованием полимера, содержащего боковые алкильные группы. Как описано выше, сульфонатные группы после этого можно ввести в полимер при необходимости вместе с другими гидрофильными группами, например, путем гидролиза и раскрытия цикла ангидридных групп и тем самым образовать пары карбоксигрупп или, предпочтительно, соли щелочного металла, аммония или амина с парами карбоксигрупп. Предпочтительно, если ангидридные группы можно ввести в реакцию с соединением общей формулы (I) или (II). Особенно предпочтительные полимеры этого класса включают сульфированные производные сополимеров, например чередующихся сополимеров малеинового ангидрида с С1₀-С₃₀, например С1₂-С₃₀ альфа-олефином. Для получения таких полимеров можно использовать имеющиеся в продаже смеси Сю-С₃₀ альфа-олефинов, например смесь С1₆-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 альфа-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 А1бпе11 (средняя молекулярная масса равна 9000):

2. Чередующийся сополимер малеинового ангидрида с октадеценом, выпускающийся фирмой С11сугоп РЫШрк С11С1шеа1 Сотрапу под названием РА-18 Ро1уап11убпбе Векш (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.

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 (III) и/или по меньшей мере с одним акрилатным мономером общей формулы (IV). 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 и при необходимости можно ввести сульфонатные группы. Предпочтительно, если боковые сульфонатные группы можно ввести в полимер по

- 4 016562 реакции ангидридных групп с соединением общей формулы (I) или (II). Сульфированные производные сополимеров альфа-олефин/малеиновый ангидрид, такие как РА-18, обладают превосходными рабочими характеристиками в композициях скважинных растворов.

Полимер может представлять собой амфифильный блок-сополимер, содержащий по меньшей мере один полимерный блок, включающий структурные звенья, образованные из гидрофобного мономера, содержащего боковые С₈₊ (более 8 атомов С) алкильные, предпочтительно -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 блок-сополимер, АВА блок-сополимер или АВС блоксополимер. 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, чтоб полимер не 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.

Один вариант осуществления настоящего изобретения относится к скважинному раствору, содержащему непрерывную водную фазу и содержащему по меньшей мере один полимер, который обладает молекулярной массой в диапазоне от 2000 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 СН₂.СН₂.О-, по меньшей мере часть из указанных гидрофильных звеньев содержит сульфонатные группы; 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.

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, от 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 является 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 молекулы полимера начинают 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 концен

- 5 016562 трических пузырьков. Альтернативно, молекулы поверхностно-активного вещества могут агрегироваться с образованием слоистых структур, в которых множество двойных слоев сгруппированы во в основном 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 Весотшеибеб Ргасбсе 81аибагб Ргосебиге Гог Ие1б ТеШид ^аГег-Вакеб Όη11ίπ§ Ишбк, ΑΡΙ Ресоттеибеб Ргасбсе 13Β-Ι 8есоиб Ебйюи, 8ер1етЬег 1997, 8есбоп 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 площадь 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 (ППГ), 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 дан

- 6 016562 ной 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 И8 5461028); масла на основе сложного эфира триглицерида, такие как рапсовое масло (см. И8 4631136 и νθ 95/26386). Подходящие ацетали описаны в νθ 93/16145. Подходящие синтетические углеводороды включают поли-альфа-олефины (см., например, ЕР 0325466А, ЕР 0449257А, νθ 94/16030 и νθ 95/09215); изомеризованные линейные олефины (см. ЕР 0627481А, И8 5627143, И8 5432152 и νθ 95/21225); н-парафины, в частности н-алканы (см., например, И8 4508628 и И8 5846913); линейные алкилбензолы и алкилированные жидкие циклоалкилы (см. СВ 2258258 и СВ 2287049 соответственно). Подходящие простые эфиры включают описанные в ЕР 0391251А (жидкости на основе простых эфиров) и И8 5990050 (частично растворимые в воде простые эфиры гликоля). Подходящие спирты включают олеофильные жидкости на основе спиртов, описанные в ЕР 0391252А.

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 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 щелочно-земельных 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 закупориваю

- 7 016562 щий 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 неорганических 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 щелочноземельных 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 'Άοτίά 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 выбран из сополимера по меньшей мере одного гидрофильного мономера и по меньшей мере одного гидрофобного мономера, содержащего алкильную группу, содержащую не менее 8 атомов углерода, в котором гидрофильный мономер выбран из группы, включающей акриловую кислоту, метакриловую кислоту, гидроксиэтилметакрилат, гидроксипропилметакрилат, малеиновую кислоту, малеиновый ангидрид, фумаровую кислоту и итаконовую кислоту, и в который сульфонатные группы введены в сополимер по реакции по меньшей мере части карбоксигрупп и/или ангидридных групп с соединением общей формулы К¹ ₂Ы(СН₂)_п80₃Х (I) или с соединением общей формулы Н0(СН₂)_п80₃Х (II), в которой каждый К¹ независимо выбран из группы, включающей водород, метил и этил, X обозначает Н или металл группы ΙΑ и п является целым числом, равным от 1 до 6, а суммарная молекулярная масса указанных боковых алкильных групп находится в диапазоне от 15 до 70

- 8 016562 мас.% в пересчете на массу указанного полимера, в качестве агента для регулирования водоотдачи в скважинном растворе, содержащем непрерывную водную фазу, при скважинной операции. Настоящее изобретение также 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 содержит боковые алкильные группы, содержащие не менее 8 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 νθ 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 ΑΡΙ, описанной в νθ 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-предшественник: чередующийся сополимер малеинового ангидрида с 1-октадеценом, полученный от фирмы Сйеугои РЫШрк Сйет1са1 ЬЬС под торговым названием РА-18 НУ ЬС; средняя молекулярная масса равна (Мп) 40000-50000).

ИНГ 2000: полипропиленгликоль; средняя молекулярная масса равна (Мп) 2000. Ксантановая камедь: Όπονίδ™, выпускающийся фирмой ЗсЫитЬетдег.

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

Нутоб Рпта (НМР): порошкообразная пластичная глина, выпускающаяся фирмой 1тету§ МтетаН Ыб. 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 ΑΡΙ (марки для бурового раствора), выпускающийся фирмой М-Ι ЭпШпд Р1шб§ ИК Ыб. 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 галлонов фунт/баррель = 2,835 кг/м³ фунт/100 фут² = 0,4788 Паскаль ( Па) фунт-сила/дюйм² = 6,895х10³ Па

Методики исследований

Составы растворов определяли в соответствии со стандартом Ι8Θ 10416: 2002 (ΑΡΙ РР 131 71й еб1Иоп).

Примеры 1-4

К 30,29 г таурина прибавляли 10 г деионизированной воды с прибавлением 10 г ИаОН еще в 10 г воды. Полученный раствор выпаривали до образования раствора таурата натрия концентрации 70 мас./мас.%, который для предупреждения кристаллизации хранили теплым.

г Порошкообразного РА-18 НУ БС прибавляли к 70 г И-метил-2-пирролидона (ИМР) в стакане и растворяли при перемешивании и нагревании на магнитной мешалке/электроплитке, поддерживая содержимое стакана при температуре 65°С. 2 г 70% раствора таурата натрия при перемешивании прибавляли к горячему раствору и температуру поддерживали равной 65-70°С в течение 3 ч. 3,8 г ИаОН растворяли в 100 г деионизированной воды и перемешивали с раствором полимера для гидролиза и частичной нейтрализации оставшихся ангидридных групп. После завершения растворения прибавляли 400 мл метанола. Полученное флоккулированное белое твердое вещество фильтровали с помощью вакуума и осадок

- 9 016562 на фильтре промывали метанолом. Затем твердое вещество сушили в вакууме и получали 40 г продукта. Продут размалывали и просеивали, так чтобы порошок проходил через сито с ячейками размером 500 мкм. Продукт представлял собой Таурин 10, в котором 10% содержащихся в РА-18 ангидридных групп гидролизованы в сульфонатные группы.

Описанную методику повторяли, но с тем отличием, что прибавляли 6 г 70% раствора таурата натрия и на последующей стадии нейтрализации использовали 3,4 г ΝαΟΗ. Продукт представлял собой Таурин 30, в котором 30% содержащихся в РА-18 ангидридных групп гидролизованы в сульфонатные группы.

Таурин 10 и Таурин 30 использовали для приготовления композиций модельных буровых растворов. Дистиллированную воду и ИтШ ТЫи перемешивали, значение рН доводили до 10 с помощью ΝαΟΗ и смесь перемешивали при высоком сдвиговом усилии в течение 20 мин. Прибавляли остальные ингредиенты и конечное значение рН доводили до 10,0 с помощью ΝαΟΗ. Композиции исследовали, как описано выше. Состав исследованных композиций и результаты приведены в представленной ниже таблице.

2,0

8,4

0,9

5,2

1,5

6,0

0,66

4,4

ПТ (фунт/100 фут

Дистиллированная вода βυονίδ при 20°С)_____

ΑΡΙ РЬ (мл) ВТВД РЬ мл (2504 (121°С),

500 фунтсила/дюйм 3,45х10⁶ Па), мин)

Результаты свидетельствуют об очень низкой пластической вязкости и низкой водоотдаче.

Примеры 5-7

По методике, сходной с использованной в примерах 1-4, но с заменой растворителя ΝΜΡ на дихлорэтан синтезировали группу модифицированных таурином производных полиангидрида РА-18. Для первого образца прибавляли количество таурина, достаточное для замены 20% ангидридных групп с помощью 1 моля таурина. Также готовили образцы с заменой 85 и 100% ангидридных групп. Производные полиангидрида обозначали, как ΡΆΌ 20, ΡΆΌ 85 и ΡΆΌ 100.

Эти образцы исследовали в композиции бурового раствора, обладающей высокой соленостью, содержащей 10 мас.% КС1, растворенного в водной фазе, чтобы определить степень замещения таурином, необходимую для растворов такой высокой солености. Готовили 3 образца бурового раствора, содержащие различные образцы ΡΆΌ, следующего состава.___________________________

Компонент	Масса (г)
Деионизированная вода	242
ОгРош Огаёе 3 Тапию™	15
Значение рН доводили до 10,0 раствором ИаОН
Образец перемешивали в течение 15 мин
Исследуемый образец РАЭ	13,5
ППГ 2000	27
Ксантановая камедь	0,7
НМР (глина ΑΡΙ)	25
Барит	144
КС1	27
Конечное значение рН доводили до 10 (1ЧаОН)	10

После перемешивания компонентов каждого раствора растворы подвергали тепловой обработке в течение 16 ч при температуре, равной 250°Т (121°С). Она включала помещение растворов в стальные емкости, продувание емкостей азотом и вращение емкостей примерно при 20 об./мин внутри печи в те

- 10 016562 чение заданного периода времени. Затем определяли вязкость (ПВ), предел текучести (ПТ) и водоотдачу растворов.

Результаты, полученные после тепловой обработки:

Пример	5	6	7
Образец РАО	ΡΑϋ 20	РАО 85	РАОЮО

ПВ (сП)	21	23	25
ПТ(фунт/100 фут²(Па)	17(8,3)	12 (5,8)	12 (5,8)
6 оборотов/мин	4	4	4
3 оборотов/мин	3	3	3

ΑΡΙ ЕБ (мл)	14,0	9,9	3,9

ВТВД РБ (мл)	не исследовали	10,0	3,6

Ясно, что для обеспечения низкой водоотдачи растворов высокой солености необходима высокая степень замещения таурином. Поскольку такие солености обычно необходимы для буровых растворов, предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения являются амфифильные полимеры, содержащие значительную долю сульфонатных функциональных групп.

Пример 8 (сравнительный).

Готовили сравнительный раствор следующего состава:

Деионизированная вода 250 г (включая воду из исходного раствора РА 18)

К₂НРО₄	25 г
ППГ 2000	100 г
Ксантановая камедь	0,5 г
ϋήΙΙ-ΤΙιίη	20 г
Нутоб Рпта	35 г
Барит	200 г

После перемешивания компонентов раствор подвергали тепловой обработке в течение 16 ч при температуре, равной 250°С (121°С), и исследовали. Результаты приведены в представленной ниже таблице:

Claims

1. Скважинный раствор, содержащий непрерывную водную фазу и содержащий:

(a) по меньшей мере один полимер, который обладает среднечисловой молекулярной массой в диапазоне от 10000 до менее 100000 и который обладает растворимостью в воде при 20°С, равной не менее 2%, где полимер выбран из сополимера по меньшей мере одного гидрофильного мономера и по меньшей мере одного гидрофобного мономера, содержащего алкильную группу, содержащую не менее 8 атомов углерода, в котором гидрофильный мономер выбран из группы, включающей акриловую кислоту, метакриловую кислоту, малеиновую кислоту, малеиновый ангидрид, фумаровую кислоту и итаконовую кислоту, и в котором сульфонатные группы введены в сополимер по реакции по меньшей мере части карбоксигрупп и/или ангидридных групп с соединением общей формулы К.¹ ₂И(СН₂)_п§О₃Х (I) или с соединением общей формулы НО(СН₂)_п8О₃Х (II), в которой каждый К.¹ независимо выбран из группы, включающей водород, метил и этил, X обозначает Н или металл группы ΙΑ и п является целым числом, равным от 1 до 6, а суммарная молекулярная масса указанных боковых алкильных групп находится в диапазоне от 15 до 70 мас.% в пересчете на массу указанного полимера; и (b) 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.

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

- 11 016562 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 гидрофобный мономер сополимера (а) выбран из группы, включающей С₁₀-С₄₀ альфа-олефины, С₈-С₂₄алкилвиниловые эфиры, акриламиды общей формулы СН₂=СНК.⁵С(О)МНК.⁶ (III), в которой В⁵ выбран из группы, включающей Н и С1-С4алкильные группы, и В⁶ обозначает С8-С₄₀алкильную группу и акрилаты общей формулы СН₂=СНВ⁷С(О)ОВ⁸ (IV), в которой В⁷ обозначает Н или метил и В⁸ обозначает С₈-С₄₀алкильную группу.

6. Скважинный раствор по любому из предыдущих пунктов, в котором соединение общей формулы (I) или (II), которое взаимодействует по меньшей мере с частью карбоксигрупп и/или ангидридных групп сополимера (а), выбрано из группы, включающей таурин, Ν-метилтаурин, изетионовую кислоту и их соль.

7. Скважинный раствор по п.5 или 6, в котором полимер представляет собой сополимер малеинового ангидрида с С₈-С₂₄алкилвиниловым эфиром, в который сульфонатные группы введены по реакции по меньшей мере части ангидридных групп сополимера с указанным соединением формулы I или II.

8. Скважинный раствор по любому из пп.1-6, в котором полимер представляет собой сополимер малеинового ангидрида и/или ненасыщенной карбоновой кислоты, выбранной из группы, включающей акриловую кислоту, метакриловую кислоту, малеиновую кислоту, фумаровую кислоту и итаконовую кислоту с С10-С30 альфа-олефином, в который сульфонатные группы введены по реакции по меньшей мере части ангидридных групп и/или карбоксигрупп сополимера с указанным соединением формулы I или II.

9. Скважинный раствор по п.8, в котором полимер представляет собой сополимер малеинового ангидрида с додеценом, тетрадеценом, гексадеценом, октадеценом, 1-эйкозеном, 1-докозеном или С₂₄-С₂₈альфа-олефином, в который сульфонатные группы введены по реакции по меньшей мере части ангидридных функциональных групп сополимера с указанным соединением формулы I или II.

10. Скважинный раствор по п.9, в котором указанный полимер представляет собой чередующийся сополимер малеинового ангидрида с тетрадеценом, чередующийся сополимер малеинового ангидрида с гексадеценом, чередующийся сополимер малеинового ангидрида с октадеценом или чередующийся сополимер малеинового ангидрида с α-олефином С₂₄-С₂₈, в который сульфонатные группы введены по реакции по меньшей мере части ангидридных функциональных групп сополимера с указанным соединением формулы I или II.

11. Скважинный раствор по любому из предыдущих пунктов, в котором указанный полимер представляет собой сополимер малеинового ангидрида по меньшей мере с одним акриламидным мономером общей формулы (III) по п.5 и/или по меньшей мере с одним акрилатным мономером общей формулы (IV) по п.5, в котором боковые сульфонатные группы введены в полимер по реакции по меньшей мере части ангидридных групп с соединением общей формулы (I) или (II) по п.1 и в полимер необязательно введены дополнительные гидрофильные группы путем гидролиза и раскрытия цикла некоторых ангидридных групп.

12. Скважинный раствор по любому из предыдущих пунктов, в котором указанные боковые алкильные группы содержат не менее 10 атомов углерода.

13. Скважинный раствор по п.12, в котором указанный полимер содержит боковые алкильные группы, содержащие не менее 16 атомов углерода.

14. 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.

15. Скважинный раствор по любому из предыдущих пунктов, представляющий собой эмульсию типа масло-в-воде, включающую дисперсную масляную фазу и непрерывную водную фазу, в которой дисперсной масляной фазой раствора является сырая нефть, очищенная фракция нефти, минеральное масло, синтетический углеводород или синтетическое масло, в котором синтетическое масло выбрано из группы, включающей полиалкиленгликоли, сложные эфиры, ацетали, простые эфиры и спирты.

16. Скважинный раствор по п.15, в котором масляная фаза диспергирована в непрерывной водной фазе в количестве, составляющем от 1 до 65 об.%.

17. Скважинный раствор по любому из пп.1-14, который представляет собой раствор указанного полимера в воде, не содержащий масло.

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

19. Скважинный раствор по п.1, в котором указанный полимер 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.

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

21. Способ по п.20, в котором скважинный раствор на водной основе циркулирует в скважине во

- 12 016562 время бурения скважины.

22. Применение полимера по любому из пп.1-19 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