EA017120B1

EA017120B1 - Способы замедления отверждения чувствительных к влаге отверждаемых эластомеров

Info

Publication number: EA017120B1
Application number: EA201170078A
Authority: EA
Inventors: Джейсон Т. Скорсон; Арвинд Д. Пейтел; Марк В. Сандерс
Original assignee: Эм-Ай Эл.Эл.Си.
Priority date: 2008-06-24
Filing date: 2009-06-17
Publication date: 2012-09-28
Also published as: US20110100628A1; CA2729208C; EP2303981A2; MX2010014561A; US10035945B2; EP2303981B1; EA201170078A1; NO2303981T3; CN102124073B; WO2010008743A3; EP2303981A4; WO2010008743A2; BRPI0915393A2; CN102124073A; CA2729208A1

Abstract

Раскрыт способ обработки пласта, который включает закачку гелеобразующих компонентов, отверждаемых путем химической реакции с влагой, в выбранную область пласта и регулирование наступления отверждения гелеобразующих компонентов путем контакта гелеобразующих компонентов с осушающим агентом.

Description

Предпосылки создания изобретения Область техники, к которой относится изобретение

Варианты осуществления, раскрытые в данном описании, относятся в целом к обработкам полимерными гелями в стволе скважины и внутрискважинным способам замедления наступления отверждения таких обработок гелями.

Предшествующий уровень техники

Во время бурения ствола скважины различные текучие среды обычно применяются в скважине для выполнения разнообразных функций. Текучие среды (флюиды) могут циркулировать через буровую трубу и головку бура в ствол скважины и далее могут впоследствии всплывать через ствол скважины к поверхности. Во время этой циркуляции буровой раствор может действовать для удаления бурового шлама со дна скважины к поверхности, для суспендирования шлама и утяжелителя, когда циркуляцию прерывают, для регулирования субповерхностных давлений, для поддержания целостности ствола скважины, до тех пор, пока профиль скважины не закрепят и зацементируют, для отделения текучих сред от пласта путем обеспечения достаточного гидростатического давления для предотвращения поступления текучих сред пласта в ствол скважины, для охлаждения и смазки бурильной колонны и головки бура и/или для максимального увеличения скорости проходки.

Общей проблемой, с которой сталкиваются во время операций бурения, является уход бурового раствора, характеризуемый потерей бурового раствора во внутрискважинных пластах, которые были подвергнуты разрыву, являются высокопроницаемыми, пористыми, пещеристыми или кавернозными. Буровые растворы теряются либо в основной массе породы пласта или в пустотах, находящихся в прямом сообщении со стволом скважины. Уход бурового раствора является нежелательным с экономических позиций, поскольку он требует непрерывного пополнения ствола скважины дорогим буровым раствором. Уход бурового раствора также является нежелательным с позиций эксплуатации и безопасности, поскольку он может дестабилизировать проницаемые пласты и повредить продуктивную зону, и, в крайних случаях, он может приводить к фонтанированию углеводородной зоны с последующим пожаром в скважине.

Индуцированные потери бурового раствора могут также происходить, когда плотность бурового раствора, требуемого для регулирования скважины и поддержания устойчивого ствола скважины, превышает сопротивление разрыву пластов. Особенно проблемная ситуация возникает в выработанных залежах, в которых падение давления ослабляет углеводородсодержащие горные породы, но находящиеся рядом с низкопроницаемыми породами или переслаивающиеся с ними, такими породами, как сланцевые глины, поддерживая их давление в порах. Данное обстоятельство может сделать невозможным бурение некоторых выработанных зон, поскольку плотность бурового раствора, требуемая для поддержания сланцевых глин, превышает сопротивление разрыву для песка и алевритов.

Для борьбы с такими потерями бурового раствора в пласте делаются попытки проводить обработки для предотвращения потерянной циркуляции (ухода бурового раствора), чтобы закупорить или блокировать отверстия, либо образованные естественным образом, или индуцированные путем операции бурения. Такие обработки для предотвращения потерянной циркуляции включали ряд материалов для обработки, включая обработки, основанные на применении полимеров, имеющих достаточную прочность и целостность для минимизации потерянной циркуляции в пустоты, находящиеся в прямом сообщении со стволом скважины, такие как разрывы, системы трещин, впадины, промывки, полости и т. п.

В дополнение к неприятностям, ассоциированным с потерей бурового раствора, такие обработки на полимерной основе могут также быть пригодными для упрочнения слабо- или неконсолидированного (несцементированного) пласта в качестве предупредительной меры. В нефтяной отрасли хорошо известно, что некоторые углеводородсодержащие пласты являются слабо консолидированными или, в действительности, могут представлять собой неконсолидированные пласты. В то время как известно, что такие пласты содержат значительные количества нефти и газа, добыча нефти и газа из этих пластов является трудной вследствие движения материалов в виде частиц, таких как частицы песка и другие мелкоизмельченные твердые вещества в виде частиц из неконсолидированных или слабоконсолидированных пластов в ствол скважины. Данное движение является результатом движения флюидов и может быть результатом дифференциального давления между пластом и стволом скважины, созданного путем закачки насосом или путем выработки флюидов в верхнем направлении через ствол скважины. Некоторые пласты являются слабоконсолидированными или неконсолидированными первоначально, а другие становятся слабоконсолидированными в результате выработки флюидов из пласта, особенно, когда в выработанном флюиде присутствует вода. Пласты данного типа представляют собой пласты, которые, по меньшей мере, частично консолидированы путем присутствия глин в пласте. Такие глины могут стать диспергированными и распространиться при выработке водных флюидов из пласта, путем чего ослабляя пласт в целом до точки, в которой он становится неконсолидированным или слабоконсолидированным с полученной в результате выработкой материалов в виде частиц в ствол скважины. В результате, несцементированные, слабоконсолидированные или неконсолидированные пласты накладывают ограничения на сниженное давление в пласте, которое может использоваться для выработки флюидов из пласта. Это ограничивает скорость, при которой флюиды могут вырабатываться из подземного пласта. Для борьбы с

- 1 017120 такими проблемами, ассоциированными со слабо- или неконсолидированными пластами, обработки полимерными гелями применялись для консолидации или упрочнения пласта.

Сходным образом гелевые обработки могут также применяться для снижения поступления воды, т.е. перекрытия воды, через создание протоков в пластах формации с относительно высокой проницаемостью. Обработки могут применяться для коррекции создания протоков или изменения профиля закачки при заводнении. Возникают другие ситуации, в которых изоляция некоторых зон внутри пласта может быть благоприятной. Например, одним способом увеличения выработки скважины является перфорация скважины в ряде различных местоположений, либо в той же углеводородсодержащей зоне или в различных углеводородсодержащих зонах, путем чего увеличивают поток углеводородов в скважину. Проблема, ассоциированная с добычей из скважины при таком способе, относится к регулированию потоком флюидов из скважины и утилизации резервуара. Например, в скважине, в которой ведется добыча из ряда раздельных зон (или из горизонтальных выработок в многоствольной скважине), в которых одна зона имеет более высокое давление, чем другая зона, зона с более высоким давлением может изливаться в зону с более низким давлением в большей степени, чем к поверхности. Аналогично, в горизонтальной скважине, которая распространяется через единичную зону, перфорации рядом с приствольным участком горизонтального ствола скважины, т.е. более близко к поверхности, могут начать вырабатывать воду перед тем, как эти перфорации рядом с призабойной зоной горизонтального ствола скважины. Выработка воды рядом с приствольным участком снижает общую выработку из скважины.

В каждом из этих вариантов развития гели, в частности, нашли применение при предотвращении потерь бурового раствора, стабилизации и упрочнении ствола скважины, в обработках для изоляции зоны и перекрытия воды. В то время как было проведено возрастающее количество разработок в гелевой технологии для внутрискважинного использования, существует постоянная потребность в разработках в области гелевых технологий и средств для обеспечения большего регулирования и замедления отверждения гелей.

Краткое изложение сущности изобретения

В одном аспекте варианты осуществления, раскрытые в данном описании, относятся к способу обработки пласта, который включает закачивание гелеобразующих компонентов, отверждаемых путем химической реакции с влагой, в выбранную область пласта; и регулирование наступления отверждения гелеобразующих компонентов путем контакта гелеобразующих компонентов с осушающим агентом.

В еще одном аспекте варианты осуществления, раскрытые в данном описании, относятся к способу обработки пласта, который включает закачивание скважинного флюида, содержащего гелеобразующие компоненты, отверждаемые путем химической реакции с влагой, в выбранную область пласта; контактирование скважинного флюида с осушающим агентом для поглощения по меньшей мере части влаги, доступной в скважинном флюиде, для замедления наступления отверждения гелеобразующих компонентов; и обеспечение отверждения гелеобразующих компонентов.

В еще одном другом аспекте варианты осуществления, раскрытые в данном описании, относятся к способу обработки пласта, который включает закачку гелеобразующих компонентов, отверждаемых путем химической реакции с влагой, и силанового осушающего агента в выбранную область пласта; и поглощение по меньшей мере части доступной влаги силановым осушающим агентом.

Другие аспекты и преимущества изобретения будут очевидны из следующего описания и прилагаемой формулы изобретения.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1 представляет собой показания шкалы консистометра от одного примера;

фиг. 2 - показания шкалы консистометра от одного примера;

фиг. 3 - показания шкалы консистометра от одного примера;

фиг. 4 - показания шкалы консистометра от одного примера; фиг. 5 - показания шкалы консистометра от одного примера; фиг. 6 - показания шкалы консистометра от одного примера; фиг. 7 - показания шкалы консистометра от одного примера; фиг. 8 - показания шкалы консистометра от одного примера; фиг. 9 - показания шкалы консистометра от одного примера; фиг. 10 - показания шкалы консистометра от одного примера; фиг. 11 - показания шкалы консистометра от одного примера.

Подробное описание изобретения

В одном аспекте варианты осуществления, раскрытые в данном описании, относятся к обработкам полимерным гелем в стволе скважины и способам замедления наступления отверждения таких гелевых обработок внутрискважинно. В частности, варианты осуществления, раскрытые здесь, относятся к замедлению/регулированию наступления отверждения отверждаемых влагой гелеобразующих компонентов (т.е. гелеобразующих компонентов, которые отверждаются путем гидролиза). Как используется здесь, термин отверждение или наступление отверждения относится к точке, в которой вязкость гелеобразующих компонентов начинает увеличиваться выше первоначальной вязкости гелеобразующих компонентов.

- 2 017120

Таким образом, при использовании отверждаемых влагой гелеобразующих компонентов, замедление отверждения может быть достигнуто путем удаления или поглощения: части доступной влаги, которая запускает отверждение. Удаление или поглощение влаги (т.е. воды или других гидролизующих растворителей, таких как этанол или этиленгликоль) может происходить путем оказания воздействия осушающего агента на гелеобразующий компонент.

Осушающий агент.

Термин осушающий агент относится к любому соединению или веществу, которое приводит прежде доступную влагу в состояние, недоступное для реакции/гидролиза. Такое удаление воды или других форм влаги может происходить либо через реакцию или абсорбцию воды. Вода может предпочтительно взаимодействовать с осушающим агентом (или быть абсорбированной им) таким образом, что она становится недоступной для гидролиза гелеобразующих компонентов. После израсходования осушающего агента, оставшаяся (или заново введенная) влага может далее быть доступной для инициации гидролиза и отверждения гелеобразующих компонентов.

Как упомянуто выше, один механизм, путем которого осушающий агент может поглощать влагу, может осуществляться путем реакции, т. е. осушающий агент принадлежит к химическому типу. Типы химических реагентов, которые могут предпочтительно реагировать с водой или другими источниками влаги, включают различные силаны. В частности, силановый осушающий агент, который может найти особое применение в вариантах осуществления настоящего раскрытия, может включать соединение, представленное следующей формулой:_______________________

о /

.2 где Я¹ представляет собой С1-Сю углеводородный радикал; и каждый Я² представляет собой выбор из С₁С₄ алкильных групп. Как используется в настоящем описании, термин углеводородный радикал предназначен для обозначения радикалов, первично состоящих из атомов углерода и водорода, и, таким образом, охватывает алифатические группы, такие как алкил и алкенил; ароматические группы, такие как фенил; и алициклические группы, такие как циклоалкил и циклоалкенил. Дополнительно термин углеводородный радикал также включает обозначения групп, которые включают гетероатомы, и, как таковые, могут включать функциональные группы, такие как простые эфиры, алкоксиды, карбонилы, эпоксиды, сложные эфиры, аминогруппы, амидогруппы, цианогруппы, сульфиды, сульфаты, мочевины, изоцианаты, карбаматы, изоцианураты, сульфиды и т.д. В конкретных вариантах осуществления силановый осушающий агент может включать один или несколько алифатических триалкоксисиланов, таких как сочетание винилтриалкоксисилана и н-алкилтриалкоксисилана. Другие химические осушающие агенты могут включать ангидрид органической и неорганической кислоты, такой как ангидрид полифосфорной кислоты, галогенированные соединения фосфора, уксусный ангидрид, фталевый ангидрид, сложные полиэфиры и т. п.

Схемы реакций для двух примерных силанов показаны ниже в Ур. 1 и Ур. 2. Реакция алкилтриметоксисилана и воды показана в Ур. 1

Квалифицированный специалист в данной области сможет оценить, что в зависимости от группы Я реакция может немного видоизменяться. Например, если группа Я представляет собой винильную группу, вода может первоначально взаимодействовать с двойной связью с образованием гидроксиэтила перед запуском преобразования в силанол.

Кроме того, реакция алкилтриметоксисилана и этиленгликоля показана в Ур. 2 он

сн₃

- 3 017120

Применение множества силановых осушающих агентов может обеспечить большую степень регулирования и большее замедление отверждения. Выбор силановых групп (и, в частности, К¹) может также быть основан на относительной реакционной способности и сродства к воде (например, винил может быть более реакционноспособным, что основано на присоединении воды к его двойной связи), типах присутствующей влаги (например, воды или этиленгликоля), а также механических/материальных свойствах, которые группа может в конечном случае обеспечить к впоследствии образованному гелю. Количество таких химических осушающих агентов может находиться в интервале от приблизительно 0,5 до 30 об.% от текучей среды, в которой предоставлены гелеобразующие компоненты. Однако квалифицированный специалист в данной области сможет оценить, что желательное количество может изменяться в зависимости от сродства к влаге конкретного используемого осушающего агента, количества присутствующей влаги и/или желательного количественного замедления.

В дополнение к регулированию наступления отверждения химически, такое замедление может альтернативно достигаться путем физических средств, т. е. путем абсорбции воды или других источников влаги (по желанию). Например, в таких вариантах осуществления осушающий агент может действовать как сушитель и может включать в различных вариантах осуществления вещества, такие как цеолиты (и другие молекулярные сита), сшитые полимеры, оксид кремния (силикат натрия), безводный сульфат магния, хлорид кальция и т.п. В таких вариантах осуществления вещество может быть выбрано исходя из селективности для воды по сравнению с другими источниками влаги, которые могут присутствовать, т.е. поры в цеолите могут быть достаточно малыми, чтобы принять молекулы воды, но все еще слишком крупными для немного более крупного этиленгликоля. Количества таких физических осушающих агентов могут находиться в интервале от приблизительно 1 до 40 об.% от текучей среды, в которой предоставлены гелеобразующие компоненты. Однако квалифицированный специалист в данной области сможет оценить, что желательное количество может изменяться в зависимости от количества присутствующей влаги и/или желательного количественного замедления.

Гелеобразующие компоненты.

Как описано выше, гелеобразующие компоненты, отверждение которых регулируется/замедляется с использованием осушающих агентов, раскрытых здесь, отверждаются путем химической реакции с влагой. Это означает, что источник влаги запускает гидролиз компонентов и, по мере того как компоненты начинают взаимодействовать/сшиваться, вязкость текучей среды (флюида) начинает увеличиваться свыше первоначального значения вязкости. В объеме притязаний настоящего раскрытия находится то, что при использовании в сочетании с силановыми осушающими агентами, например, реакция гелеобразующего компонента может запускаться либо путем избыточной влаги или путем образованных силанолов (или других гидроксильных групп), присутствующих на осушающем агенте. Как известно из области техники, существуют разнообразные отверждаемые влагой гелевые системы и не вводится никакого ограничения по типам таких отверждаемых влагой гелей, которые могут регулироваться в соответствии с вариантами осуществления, раскрытыми здесь. Однако два конкретных типа отверждаемых влагой гелевых систем включают полисилоксаны и силилированные преполимеры (такие как силилированные полиуретаны). Такие примерные гелевые системы описаны ниже только в описательных целях.

Полисилоксаны.

Полисилоксаны могут быть образованы из мономеров, имеющих концевые алкоксисилановые группы (81ОК), которые гидролизуются до концевых силанольных групп (δίΘΗ), которые могут легко реагировать через реакцию конденсации с другим силанолом или алкоксисиланами с получением более длинных и взаимосвязанных цепей. Таким образом, упрощенная версия пути конденсации показана в Ур. 3 и 4

ΗΟδΐ(Με)₂ΟΗ ЭТ-ЮГ51(Ме>з)₂ОП + Н₂О Ур.З

ΗΟ(8ΐ(Με)₂)₂ΟΗ -» НО(81(Ме)₂0)₄ОН + Н₂О Ур-4

В дальнейшем повторный гидролиз и реакция реакционноспособных концов полимера может постепенно вести к полному отверждению. Кроме того, квалифицированный специалист в данной области сможет оценить, что путем изменения заместителей на силане может быть образован более усложненный полимерный каркас. Дополнительно могут быть предоставлены другие сшивающие агенты или функциональности в зависимости от желательных конечных свойств. Дополнительно в то время как вышеуказанный упрощенный общепринятый путь показывает реакцию между силанольными группами, специалисты в данной области смогут оценить, что при использовании в сочетании с некоторыми химическими осушающими агентами, такими как силаны, силанолы, присутствующие на осушающем агенте, могут, в свою очередь, реагировать с концевыми кремниевыми группами на преполимере без преобразования алкоксигрупп в силанолы, например. Дополнительно квалифицированный специалист сможет также оценить, что первоначальные гелеобразующие компоненты, применяемые в способах настоящего раскрытия, могут включать мономеры или олигомерные преполимеры, т.е. полисилилированные и полисилоксановые преполимеры.

- 4 017120

Силановые концевые группы.

В то время как вышеуказанное показывает полисилоксаны, специалист в данной области сможет оценить, что этот механизм мог бы аналогично применяться к любым полимерам с силановыми концевыми группами, которые могут включать преполимеры с низкой вязкостью, которые могут претерпевать отверждение при контакте с влагой, сходное тому, которое показано для полисилоксанов. Алкоксигруппы на терминальных силанах, которые представляют собой метоксигруппы, в примерном механизме, показанном выше, могут легко расщепляться влагой с заменой на концевые силанольные группы. Таким образом, преполимеры, имеющие реакционноспособные силанольные группы, могут образовывать более крупные цепи путем конденсации концевых групп. Разнообразные преполимеры могут быть функционализированы такими силановыми концевыми группами для придания им способности отверждаться при контакте с влагой, включая, например, полиуретаны, полимочевины, простые полиэфиры, сложные полиэфиры, полиамиды, полиимиды, полиакрилаты, полиалкилены, поливинилы, поликарбонаты и т. д. и их смеси.

Способы применения.

Варианты настоящего раскрытия могут быть использованы в любом применении, в котором используют обработки полимерными гелями, включая при перекрытии подачи флюида, при обработках для упрочнения ствола скважины (\УВ). при изоляции зон, в буровых глинистых растворах и буровых растворах для вскрытия пласта, при добыче нефти вторичными методами (ΕΘΗ), в таблетках из материалов для уменьшения потерянной циркуляции (ЬСМ), стабилизации почвы, в качестве подавителя пыли, в качестве средства для удержания воды или кондиционера почвы, в качестве добавок для снижения потерь флюида при гидроразрыве (НТ) и других.

Компоненты, раскрытые в данном описании, могут быть образованы в системе одного раствора, где гелеобразующие компоненты предварительно смешивают с осушающим агентом, и смесь может быть затем внесена или закачена перед отверждением. Другие варианты осуществления гелей, раскрытые здесь, могут также быть образованы в двухкомпонентной системе, где гелеобразующие компоненты и осушающий агент могут быть смешаны раздельно и объединены непосредственно перед закачкой. Альтернативно, один реагент может быть внесен в ствол скважины или область рядом со стволом скважины, где он может затем подвергаться контакту с другим реагентом, как требуется. Такие системы могут включать состав в разнообразных растворителях, включающих различные маслянистые текучие среды, как известно в данной области, источники влаги и другие гидролизующие агенты, такие как этиленгликоль, как необходимо для желательного отверждения.

Устойчивость ствола скважины может быть усилена путем закачки гелеобразующих компонентов в пласты вдоль ствола скважины. Реакция между гелеобразующими компонентами может регулироваться или замедляться путем присутствия осушающего агента. При замедлении для обеспечения закачки/желательного размещения и истощении осушающего агента гелеобразующие компоненты могут затем реагировать, упрочняя пласт вдоль ствола скважины при гелеобразовании в системе.

Варианты гелей, раскрытые здесь, могут применяться для придания большей эффективности усилиям по добыче нефти. При добыче нефти вторичными методами является общепринятым применять скважины для закачки флюида для обработки, такого как вода или насыщенный солевой раствор, внутрискважинно в разрабатываемый нефтеносный пласт, чтобы заставить нефть двигаться в направлении эксплуатационной скважины. Зоны поглощения бурового раствора и другие проницаемые толщи пород могут обеспечить прохождение высокого процента закаченного флюида через только небольшой в процентном отношении объем резервуара, например, и могут, таким образом, требовать избыточное количество флюида для обработки для вытеснения высокой процентной доли сырой нефти из резервуара.

Для борьбы с зонами поглощения бурового раствора или зонами с высокой проницаемостью в пласте варианты осуществления гелей, раскрытых здесь, могут быть закачаны в пласт. Гели, закачанные в пласт, могут частично или полностью ограничить поток через зоны с высокой проходимостью. Таким образом, гели могут эффективно снижать образование канальных протоков через пласт, принуждая текучую среду для обработки пласта проходить через менее пористые зоны и потенциально уменьшая требуемое количество рабочей среды с увеличением добычи нефти из резервуара.

В других вариантах осуществления гели могут также быть образованы на месте проведения работ внутри пласта для борьбы с зонами поглощения бурового раствора. Гелеобразующие компоненты могут быть закачаны в пласт, позволяя компонентам проникать далее в пласт, чем если бы вводился гель. Путем образования гелей на месте проведения работ в пласте может быть возможным избежать образование каналов, которое иначе может происходить далее в пласте, так, например, в таких местах, где рабочая текучая среда поворачивается назад в зону поглощения бурового раствора после обвода закачанных гелей, как описано выше. Далее в зависимости от количества добавленного осушающего агента и количества влаги, доступной в закачанной рабочей среде и/или пласте, гелеобразование может быть замедлено, пока дополнительные количества воды не направятся назад через пласт и столкнутся с гелеобразующими компонентами. Такая ситуация может сложиться при перекрытии воды, где отверждение гелеобразующих компонентов может быть закачано в качестве предотвращающей или облегчающей обработки, и гелеобразование может быть инициировано заводнением или другими доступными источниками влаги.

- 5 017120

Как упомянуто выше, гели, раскрытые здесь, могут применяться в виде одного компонента в буровом растворе. Гели могут образовывать часть остатка на фильтре, минимизируя просачивание буровых растворов в подземные пласты и внутреннее покрытие ствола скважины. В качестве еще одного примера варианты осуществления гелей, раскрытых здесь, могут применяться в виде одного компонента в гранулах материала для снижения потери бурового раствора (ЬСМ), которые применяют, когда сталкиваются с проблемами избыточного просачивания и потери бурового раствора, что требует более высокой концентрации добавок для предотвращения потери бурового раствора. Гранулы ЬСМ применяют для предотвращения или снижения потерь буровых растворов в пористые подземные пласты, с которыми сталкиваются во время бурения.

Таким образом, в некоторых вариантах осуществления гелеобразующие компоненты и осушающий агент могут быть смешаны перед закачкой гранул в буровой пласт. Некоторое количество влаги может присутствовать в исходной закачиваемой среде или отдельное количество воды может быть раздельно закачано так, чтобы избыточная вода могла инициировать отверждение геля на месте проведения работ.

Примеры

Следующие примеры применяли для тестирования эффективности различных осушающих агентов по их способности замедлять отверждение отверждаемых влагой гелеобразующих компонентов. Для тестирования времени отверждения при составлении рабочих текучих сред (флюидов) применяли следующие компоненты, которые, если не указано иначе, доступны от М-Ι ГЬС (ΗοιίδΙοη. Техак): ЬУТ-200, базовое масло; ТКНУ?®, органофильная глина; ΕΜΙ-1829, полиуретановый преполимер с концевыми силановыми реакционноспособными группами; ΕΜΙ-1833, винилтриметоксисилан; ΕΜΙ-1831, ноктилтриэтоксисилан; ΕΜΙ-1835, коллоидальный оксид кремния; 8ΑΑ-ΕΗ, масляный увлажнитель, полученный от ЬатЬей1 (Са11ата1е, Иа1у); Ο-8ΕΆΕ™, промышленная углеродная смесь; 8АΕΕСАКВ™ 250, закупоривающий агент из карбоната кальция; и δΎΕΘδΙν® 3А, порошок молекулярного сита, доступный от А.В. Стасе & Со. (ВаШтоте, ΜΌ).

Пример 1.

Следующие образцы гелеобразующих систем были составлены с различными количествами силановых осушающих агентов. Образцы подвергали тесту на консистометре при 212°Г, в то время как устойчивость (вязкость) данного объема образца измеряли с течением времени. Составы представлены в табл. 1 ниже, и показания консистометра представлены на фиг. 1-8.

Таблица 1

	Номера образцов
Компоненты	1	2	3	4	5	6	7	8
Общий объем	650	650	650	650	650	1000	650	650
(мл)
Ь7Т 203 (мл)	208,58	208,58	208,58	208,58	208,58	320,59	208,58	208,58
τκονιε®	12, 60	12, 60	12,60	12,60	12, 60	19,38	12, 60	12,60
ΕΜΙ-1829 (мл)	188,66	188,66	188,66	188,66	188, 66	290,25	138,66	188,66
ΕΜΙ-1833 (мл)	-	2, 99	8, 97	11, 96	14, 95	27,60	59, 79	12,51
(%)
	0	0,64	1,«	2,58	3,22	3,86	12,88	3,0
ΕΜΙ-1831 (мл)	59,79	56,81	50,83	47,84	44,85	64,39	-	-
	12,88	12,24	10,95	10,30	9,66	9,02	0	0
ΕΜΙ-1835 (г)	6, 37	6,37	6,37	6,37	6,37	9,80	6,37	6,37
МЕС (мл) (%)	4, 82	4,82	4,82	4, 82	4,82	7,41	4,82	4,82
	1, 0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1, 0	1,0
Е₂О (мл) (%)		-	-	-	-		-	-
ЗНА-ЕН (мл)	2,41	2,41	2,41	2,41	2,41	3,70	2,41	2, 41
Барит (г)	483, 45	483,45	483, 45	433,45	483,45	743,77	483,45	483,45
ЗАГЕСАКВ250	65,83	65, 83	65, 83	65,83	65, 83	99, 75	65, 83	65,83
(г)
С-ЗЕАЬ (г)	64,85	64,85	64,85	64,85	64,85	99, 77	64,85	64,85

Следующие примеры гелеобразующих систем ΕΜ8-8320 были составлены с изменяющимися количествами цеолитных осушающих агентов. Образцы подвергали тесту на консистометре при 212°Г, в то

- 6 017120 время как устойчивость (вязкость) данного объема образца измеряли с течением времени. Составы представлены в табл. 2 ниже, и показания консистометра представлены на фиг. 9-11.

Таблица 2

	Номера образцов
Компоненты	9	10	11
Общий объем (мл)	650	650	650
ΐνΤ-200 (мл)	208,58	208,58	208,58
τκυνΐ3®	12, 60	12, 60	12, 60
ΕΜΙ-1829 (мл)	188,66	188,66	188,66
ΕΜΙ-1831 (мл)	59, 79	59,79	59,79
	12,88	12,88	12,88
ΕΜΙ-1335 (г)	6,37	6,37	6,37
МЕО (мл)	4,82	4,82	4,82
	1,0	1,0	1,0
Н_гО (мл) (%)	4,82	4, 82	-
	1,0	1,0	0
ΞΝΑ-ΕΗ (мл)	2,41	2,41	2,41
Барит (г)	483,45	483, 45	483,45
ЗАГЕСАВ.В™ (г)	65, 83	65,83	65, 83
6-ЗЕАЪ™ (Г)	64,85	64,85	64,85
ΞΥΣΟΞίν® ЗА (г)	-	24,18	24,18
{%)
	0	20%	20%

В то время как изобретение было списано применительно к ограниченному числу вариантов осуществления, специалисты в данной области, извлекающие выгоду из данного раскрытия, смогут оценить, что могут быть разработаны другие варианты осуществления без отступления от объема притязаний изобретения, как раскрыто в данном описании. Соответственно, объем притязаний изобретения должен быть ограничен только приложенной формулой изобретения.

Claims

1. Способ обработки пласта, включающий закачку гелеобразующих компонентов, отверждаемых путем химической реакции с влагой, в выбранную область пласта и регулирование наступления отверждения гелеобразующих компонентов путем контактирования гелеобразующих компонентов с осушающим агентом.

2. Способ по п.1, где осушающий агент замедляет отверждение путем поглощения доступной влаги химическими или физическими средствами.

3. Способ по п.1, где осушающий агент содержит молекулярное сито.

4. Способ по п.1, где осушающий агент содержит по меньшей мере один силан, представленный следующей формулой:

где К¹ представляет собой С1-С12 углеводородный радикал и каждый К² выбирают из С1-С₄ алкильных групп.

5. Способ по п.4, где осушающий агент содержит винилтриалкоксисилан и алкилтриалкоксисилан.

6. Способ по п.1, дополнительно включающий закачку источника влаги для инициации отверждения гелеобразующих компонентов.

7. Способ по п.1, где влага, присутствующая в пласте, инициирует отверждение гелеобразующих компонентов.

- 7 017120

8. Способ по п.1, где избыточная влага, присутствующая с гелеобразующими компонентами, инициирует отверждение гелеобразующих компонентов.

9. Способ по п.1, где гелеобразующие компоненты содержат преполимер с силановыми концевыми группами.

10. Способ обработки пласта, включающий закачку скважинного флюида, содержащего гелеобразующие компоненты, отверждаемые путем химической реакции с влагой, в выбранную область пласта;

контактирование скважинного флюида с осушающим агентом для поглощения по меньшей мере части влаги, доступной в скважинном флюиде, для замедления наступления отверждения гелеобразующих компонентов и обеспечение отверждения гелеобразующих компонентов.

11. Способ по п.10, где осушающий агент поглощает доступную влагу химическими или физическими средствами.

12. Способ по п.10, где осушающий агент содержит молекулярное сито.

13. Способ по п.10, где осушающий агент содержит по меньшей мере один силан, представленный следующей формулой: где К¹ представляет собой С1-С12 углеводородный радикал и каждый К² выбирают из С1-С₄ алкильных групп.

14. Способ по п.13, где осушающий агент содержит винилтриалкоксисилан и алкилтриалкоксисилан.

15. Способ по п.10, дополнительно включающий закачку источника влаги для инициации отверждения гелеобразующих компонентов.

16. Способ по п.10, где влага, присутствующая в пласте, инициирует отверждение гелеобразующих компонентов.

17. Способ по п.10, где избыточная влага, присутствующая в скважинном флюиде, инициирует отверждение гелеобразующих компонентов.

18. Способ по п.10, где гелеобразующие компоненты содержат преполимер с силановыми концевыми группами.

19. Способ обработки пласта, включающий закачку гелеобразующих компонентов, отверждаемых путем химической реакции с влагой, и силанового осушающего агента в выбранную область пласта и поглощение по меньшей мере части доступной влаги силановым осушающим агентом.

20. Способ по п.19, где силановый осушающий агент содержит по меньшей мере один силан, представленный следующей формулой: где К.¹ представляет собой С1-С12 углеводородный радикал и каждый К² выбирают из С1-С₄ алкильных групп.

21. Способ по п.20, где осушающий агент содержит винилтриалкоксисилан и алкилтриалкоксисилан.

22. Способ по п.20, дополнительно включающий закачку источника влаги для инициации отверждения гелеобразующих компонентов.

23. Способ по п.19, где влага, присутствующая в пласте, инициирует отверждение гелеобразующих компонентов.

24. Способ по п.19, где избыточная влага, присутствующая с гелеобразующими компонентами, инициирует отверждение гелеобразующих компонентов.

25. Способ по п.19, где гелеобразующие компоненты содержат преполимер с силановыми концевыми группами.