EA017950B1 - Диспергирующие флюиды и способы применения таковых - Google Patents

Abstract

Представлен способ очистки ствола скважины, пробуренной с использованием бурового раствора, который формирует фильтрационный осадок, включающий размещение диспергирующего флюида в стволе скважины, причем диспергирующий флюид включает водный флюид; расщепляющий реагент и амфотерный хемотропный реагент; и закрытие скважины в течение периода времени, достаточного для инициирования разрушения фильтрационного осадка.

Description

Представленные здесь варианты осуществления в общем относятся к флюидам для применения в разрушении фильтрационных осадков из буровых скважин. Дополнительно, раскрытые здесь варианты осуществления также в основном относятся к способам очистки буровых скважин.

Уровень техники

Во время бурения ствола скважины обычно используют разнообразные флюиды в скважине для исполнения разнообразных функций. Флюиды могут циркулировать через бурильную колонну и буровое долото в ствол скважины и затем могут впоследствии вытекать вверх через ствол скважины на поверхность. Во время этой циркуляции буровой раствор может действовать как средство удаления бурового шлама со дна скважины на поверхность, для суспендирования обломков и утяжелителя, когда циркуляцию приостанавливают, для регулирования подповерхностных давлений, для поддержания целостности буровой скважины, пока секцию скважины обсаживают и цементируют, для изоляции флюидов из пласта созданием гидростатического давления, достаточного для предотвращения проникновения пластовых флюидов в ствол скважины, для охлаждения и смазывания бурильной колонны и долота и/или для максимизации скорости проходки.

Один путь защиты пласта состоит в формировании фильтрационного осадка на поверхности подземной формации. Фильтрационные осадки формируются, когда частицы, суспендированные в скважинном флюиде, покрывают и закупоривают поры в подземном пласте так, что фильтрационный осадок предотвращает или сокращает как фильтрацию флюидов в пласт, так и поступление флюидов, присутствующих в пласте. В технологии известен ряд путей формирования фильтрационных осадков, в том числе применение закупоривающих добавок, шлама, образованного в процессе бурения, полимерных добавок и преципитатов. Могут быть также использованы тампоны для предотвращения утечки флюидов, где вязкие тампоны, включающие полимер, могут быть применены для сокращения скорости фильтрации скважинного флюида в пласт благодаря их вязкости.

По завершении бурения фильтрационный осадок и/или тампон для предотвращения утечки флюида может стабилизировать ствол скважины во время последующих операций заканчивания, таких как размещение гравийного фильтра в буровой скважине. Кроме того, во время операций заканчивания скважины, когда есть подозрения на утечку флюида, в ствол скважины может быть введен тампон для предотвращения утечки флюида, чтобы сократить или прекратить такую утечку путем нагнетания других растворов для заканчивания скважины позади противофильтрационного тампона в положение внутри ствола скважины, которое находится непосредственно над участком пласта, где подозревается утечка флюида. Нагнетание флюидов в ствол скважины затем прекращают и фильтрация флюида затем перемещает тампон по направлению к месту утечки флюида.

После того как были выполнены любые операции заканчивания, может быть необходимым удаление фильтрационного осадка (сформированного во время бурения и/или заканчивания), оставшегося на стенках ствола скважины. Хотя формирование фильтрационного осадка и использование противофильтрационных тампонов являются важными для операций бурения и заканчивания, барьеры могут оказаться существенным препятствием для добычи углеводорода или других флюидов из скважины, если, например, пластовая порода все еще закупорена барьером. Поскольку фильтрационный осадок является компактным, он часто прочно прилипает к пласту и не может быть легко или полностью вымыт с пласта только воздействием флюида.

Проблемы эффективной очистки скважины и заканчивания создают значительные трудности во всех скважинах, и в особенности в операциях заканчивания в горизонтальных скважинах без обсадки. Продуктивность скважины в некоторой степени зависит от эффективного и рационального удаления фильтрационного осадка, в то же время сводя к минимуму возможность образования водного барьера, закупоривания или иным образом повреждения естественных каналов течения в пласте, а также повреждения снаряда для заканчивания скважины.

Соответственно этому существует непреходящая потребность в диспергирующих флюидах, которые эффективно очищают ствол скважины и не подавляют способности пласта отдавать нефть или газ, когда скважину переводят в режим добычи.

Сущность изобретения

В одном аспекте раскрытые здесь варианты осуществления относятся к способу очистки ствола скважины, пробуренной с помощью бурового раствора, который формирует фильтрационный осадок, включающему размещение диспергирующего флюида в стволе скважины, причем диспергирующий флюид включает водный флюид; расщепляющий реагент и амфотерный хемотропный реагент; и закрытие скважины на период времени, достаточный для инициирования разрушения фильтрационного осадка.

В еще одном аспекте представленные здесь варианты осуществления относятся к способу заканчивания буровой скважины, который включает бурение ствола скважины с использованием бурового раствора с образованием фильтрационного осадка на стенках таковой; заполнение скважинного фильтра гравием по меньшей мере в одном интервале ствола скважины; размещение диспергирующего флюида в

- 1 017950 стволе скважины, причем диспергирующий флюид включает водный флюид; расщепляющий реагент и амфотерный хемотропный реагент; и закрытие скважины на период времени, достаточный для инициирования разрушения фильтрационного осадка.

В еще одном аспекте раскрытые здесь варианты осуществления относятся к способу извлечения флюидов из буровой скважины, который включает сбор из буровой скважины эмульсии типа масло-вводе, включающей водный флюид в качестве сплошной фазы; масляный флюид в качестве дисперсной фазы, стабилизированной эмульгатором, имеющим значение НЬВ (гидрофильно-липофильного баланса) более 11, и амфотерным хемотропным реагентом; добавление к собранному скважинному флюиду дополнительного количества эмульгатора, имеющего значение НЬВ более 11, достаточного для дестабилизации эмульсии; и разделение собранного скважинного флюида на масляный компонент флюида и водный компонент флюида.

В еще одном дополнительном аспекте представленные здесь варианты осуществления относятся к способу разрушения стабилизированной эмульсии типа масло-в-воде, который включает добавление к эмульсии типа масло-в-воде, включающей рассол в качестве сплошной фазы и масляную дисперсную фазу, стабилизированной эмульгатором, имеющим значение НЬВ более 11, и амфотерным хемотропным реагентом, дополнительного количества эмульгатора, имеющего значение НЬВ более 11, достаточного для дестабилизации эмульсии.

В еще одном дополнительном аспекте представленные здесь варианты осуществления относятся к способу очистки ствола скважины, который включает циркуляцию буферной жидкости через буровую скважину, причем буферная жидкость включает расщепляющий реагент; и амфотерный хемотропный реагент.

Другие аспекты и преимущества изобретения будут очевидными из нижеследующего описания и прилагаемых пунктов формулы изобретения.

Подробное описание изобретения

Раскрытые здесь варианты осуществления в общем относятся к флюидам для применения в разрушении фильтрационных осадков, сформированных на стенках буровой скважины. В частности, представленные здесь варианты осуществления в общем относятся к способам и флюидам для разрушения фильтрационных осадков, сформированных на стенках буровых скважин как из флюидов на масляной основе (прямых эмульсий и обратных эмульсий), так и флюидов на водной основе. Кроме того, раскрытые здесь варианты осуществления в общем также относятся к способам повторного использования возвращенных флюидов.

Как обсуждалось выше, фильтрационные осадки формируют на стенках подземного ствола скважины (или, например, вдоль внутренней части гравийного экрана) для снижения проницаемости стенок в пласт (или экран) и из такового. Некоторые фильтрационные осадки формируют во время стадии бурения для ограничения утечек из ствола скважины и защиты пласта от возможного повреждения флюидами и твердыми материалами внутри ствола скважины, тогда как другие создают из опущенных вниз противофильтрационных тампонов для подобного сокращения или предотвращения втекания и вытекания флюида вдоль стенок пласта. Также сокращают втекание и вытекание флюидов вдоль стенки пласта противофильтрационные тампоны, которые предотвращают такое перемещение флюидов благодаря вязкости тампона. Далее, квалифицированному специалисту в этой области техники было бы понятно, что в дополнение к базовому флюиду фильтрационный осадок также может включать другие компоненты, такие как выбуренные твердые материалы, закупоривающие агенты и утяжелители, поверхностноактивные вещества, средства регулирования фильтрации флюидов и загустители, такие как остатки, оставленные буровым раствором или противофильтрационным тампоном. Примерами закупоривающих агентов и утяжелителей, помимо прочих, являются карбонат кальция, барит, гематит и оксид марганца.

Разрушение таких фильтрационных осадков может происходить при воздействии на фильтрационный осадок соединения, имеющего олеофильный фрагмент, который может проникать в фильтрационный осадок для обеспечения расщепления фильтрационного осадка. Такие соединения могут быть названы здесь как расщепляющие реагенты. Расщепляющие реагенты могут включать, например, жирные кислоты, их производные, углеводородные растворители и т.д. Предполагается, что такое расщепление может происходить благодаря тому, что соединения могут действовать как средства уменьшения угла естественного откоса фильтрационного осадка. Уменьшение максимального угла стабильного фильтрационного осадка может происходить в результате действия одного или всех факторов из снижения трения, уменьшения когезии и изменения формы частиц. В случае трения более низкое трение будет увеличивать скорость разрушения фильтрационного осадка вследствие уменьшения силы, необходимой для сцепления между поверхностями или флюидами в контакте друг с другом. Когезионные характеристики разрушающего средства могут уменьшать межмолекулярное сцепление между подобными частицами или адгезивные свойства материала, который слагает данный фильтрационный осадок. Формы частиц также могут влиять на угол естественного откоса, причем сферические частицы имеют меньшую величину трения или величину когезии, чем частицы с прямоугольным поперечником, и полигоны Рело имеют величину трения между таковой для квадрата и сферы. Таким образом, уменьшение таких свойств может быть обусловлено реакцией/взаимодействием расщепляющего реагента с компонентами фильтра- 2 017950 ционного осадка, такими как закупоривающие агенты, средства регулирования фильтрации флюидов, такие как крахмалы и т.д. Однако еще одна теория, постулированная авторами настоящего изобретения, предполагает, что при разрушении фильтрационных осадков на масляной основе длинные углеводородные цепи расщепляющего реагента, имеющие сродство к масляным частям фильтрационного осадка между частицами барита или прочих твердых материалов, могут проникать в фильтрационный осадок между частицами барита (благодаря своему сродству к масляным частям фильтрационного осадка) и колебаться благодаря броуновскому движению.

В дополнение к расщеплению фильтрационного осадка может также потребоваться эмульгирование масляных компонентов. Например, фильтрационный осадок на масляной основе (сформированный при бурении с использованием бурового раствора на масляной основе) может быть удален флюидами согласно настоящему изобретению путем ίη δίΐιι образования эмульсии типа масло-в-воде. Буровые растворы на масляной основе, применяемые при бурении, традиционно представляют собой обратные эмульсии, т.е. эмульсии типа вода-в-масле, и остаются обратными эмульсиями при формировании фильтрационного осадка. При воздействии на инвертно-эмульсионный фильтрационный осадок диспергирующих флюидов согласно настоящему изобретению эмульсия может инвертироваться так, что масляный флюид (сплошная фаза в обратной эмульсии) становится эмульгированным в водной фазе. Как используемый здесь, термин переключение (инвертирование) имеет отношение к изменению однородной фазы с водной сплошной на масляную сплошную фазу, или наоборот. Для выполнения такого переключения диспергирующий флюид согласно настоящему изобретению (или любой флюид, контактирующий с фильтрационным осадком для инициирования разрушения такового) может содержать, по меньшей мере, расщепляющий реагент, эмульгатор и амфотерный хемотропный реагент. Комбинация этих трех компонентов может обеспечить возможность разрушения инвертно-эмульсионного фильтрационного осадка и стабилизации масляного флюида в водном флюиде (включающем рассол) с образованием прямой эмульсии, или эмульсии типа масло-в-воде. Однако, как обсуждается ниже, в некоторых случаях одно соединение может проявлять как расщепляющее, так и эмульгирующее действие.

Далее, настоящее изобретение направлено на разрушение не только инвертно-эмульсионных фильтрационных осадков, но, скорее, фильтрационных осадков, которые могут быть разрушены с использованием диспергирующих флюидов согласно настоящему изобретению и которые могут включать фильтрационные осадки, сформированные любыми типами флюидов, в том числе прямыми эмульсиями, а также флюидами на водной основе. Для фильтрационного осадка, образованного из прямой эмульсии, при воздействии диспергирующих флюидов согласно настоящему изобретению масляный флюид (дисперсная фаза прямой эмульсии) может быть стабилизирован в водном флюиде расщепляющего флюида с образованием также прямой эмульсии. Таким образом, подобно обратным эмульсиям, диспергирующий флюид может содержать по меньшей мере расщепляющий реагент, эмульгатор и амфотерный хемотропный реагент, где расщепляющий реагент и эмульгатор могут быть объединены в одном соединении. Для флюидов на водной основе, в зависимости от компонентов внутри флюидов, в ходе разрушения флюида на водной основе может потребоваться некоторое эмульгирование (масло-в-воде), например, когда в качестве расщепляющего реагента используют углеводородные растворители, как обсуждается ниже.

Термин эмульсия типа масло-в-воде имеет отношение к эмульсиям, в которых сплошная фаза представляет собой водную фазу и дисперсная фаза представляет собой масло, которое диспергировано внутри сплошной фазы. Когда объединяют два несмешивающихся флюида (водный и масляный) без применения стабилизирующего эмульгатора, в то время как можно поначалу диспергировать или эмульгировать, один флюид внутри другого, спустя некоторое время капельки неоднородной, дисперсной фазы сливаются или коагулируют, например, вследствие нестабильности образованной эмульсии. Таким образом, для стабилизации эмульсии может быть использован эмульгатор. Становится ли эмульсия эмульсией типа вода-в-масле или эмульсией типа масло-в-воде зависит от объемной доли обеих фаз и от типа эмульгатора.

В общем, к поведению эмульсий применимо правило Банкрофта: эмульгаторы и эмульгирующие частицы склонны стимулировать диспергирование фазы, в которой они не очень хорошо растворяются; например соединение, которое растворяется лучше в воде, чем в масле, склонно формировать эмульсии типа масло-в-воде (т.е. они способствуют диспергированию капелек масла по всему объему сплошной водной фазы). Эмульгаторы типично являются амфифильными. Т.е. они имеют как гидрофильный фрагмент, так и гидрофобный фрагмент. Химическая природа и прочность связывания гидрофильных полярных групп по сравнению с таковыми для липофильных неполярных групп определяет, сформируется ли эмульсия типа масло-в-воде или типа вода-в-масле. В частности, эмульгаторы могут быть оценены по своему значению НЬВ. Термин НЬВ (гидрофильно-липофильный баланс) означает отношение гидрофильности полярных групп поверхностно-активных молекул к гидрофобности липофильного фрагмента тех же молекул. В общем, для формирования эмульсии типа масло-в-воде может быть желательным эмульгатор (или смесь эмульгаторов), имеющий высокое значение НЬВ, такое как выше 11. В конкретном варианте осуществления значение НЬВ эмульгатора может варьировать от 11 до 16.

Далее, квалифицированному специалисту в этой области техники было бы понятно, что любой эмульгирующий реагент, в том числе неионные, катионные или анионные эмульгаторы, может быть

- 3 017950 применен в такой мере, насколько гидрофильно-липофильный баланс достаточен для получения стабильной эмульсии типа масло-в-воде. Примеры эмульгаторов, которые могут образовывать эмульсию типа масло-в-воде, могут включать алкиларилсульфонаты, алкилсульфонаты, алкилфосфаты, алкиларилсульфаты, жирные кислоты, этоксилированные амины, этоксилированные фенолы, этоксилированные жирные кислоты, сложные эфиры, простые эфиры и комбинации таковых. Для такого применения могут быть использованы также смеси этих материалов, а также прочие эмульгаторы. В конкретном варианте осуществления анионный эмульгатор, такой как алкиларилсульфонаты, пример которых включает додецилбензилсульфоновую кислоту, может быть использован в качестве эмульгатора в диспергирующем флюиде для проведения реакции с карбонатом кальция в фильтрационном осадке. В еще одном варианте осуществления могут быть применены жирные кислоты, такие как масляная кислота (С₄), капроновая кислота (С₆), каприловая кислота (С₈), каприновая кислота (Сю), лауриновая кислота (С₁₂), миристиновая кислота (С₁₄), пальмитиновая кислота (С₁₆), стеариновая кислота (С₁₈) и т.д., в дополнение к ненасыщенным жирным кислотам, таким как миристолеиновая кислота (С₁₄), пальмитолеиновая кислота (С₁₆), олеиновая кислота (С₁₈), линолевая кислота (С₁₈), альфа-линолевая кислота (С₁₈), эруковая кислота (С₂₂) и т.д. или смеси таковых. В дополнение к этим жирным кислотам соединения также могут иметь небольшую степень замещенности/разветвленности, или могут быть сульфоновыми или фосфоновыми производными таковых. Выбор жирной кислоты может быть основан отчасти на том, является ли фильтрационный осадок главным образом таковым на водной основе или на масляной основе.

Выбор среди эмульгаторов может зависеть, например, от конкретного масляного флюида, который должен быть эмульгирован (как по значению НЬВ, необходимому для эмульгирования флюида), присутствия чувствительных к величине рН растворимых веществ (и желательно ли или нежелательно растворение таких растворимых веществ) и способности эмульгатора действовать как расщепляющий реагент, как обсуждается выше. Например, может быть желательным растворение определенных солей, которые могут присутствовать в фильтрационном осадке и тем самым может быть предпочтительным ионный эмульгатор, такой как кислотный алкиларилсульфонат. Далее, для фильтрационного осадка, сформированного из флюида на масляной основе и барита, эмульгатор предпочтительно может иметь олеофильный фрагмент, который может проникать в фильтрационный осадок для обеспечения расщепления фильтрационного осадка.

В конкретном варианте осуществления кислотный алкиларилсульфонат, такой как додецилбензилсульфоновая кислота, или подобные жирные кислоты (описанные выше), или производные жирных кислот (сульфоновые или фосфоновые кислоты), могут обеспечивать такую расщепляющую способность в дополнение к способности формировать эмульсию типа масло-в-воде из масляных частей фильтрационного осадка и растворять некоторые растворимые вещества в фильтрационном осадке. Однако в то время как кислотные алкиларилсульфонаты могут обеспечивать каждое действие из расщепляющей/проникающей способности, растворения растворимых веществ и стабилизации эмульсий типа масло-в-воде, в других вариантах осуществления многочисленные соединения также могут быть использованы по отдельности или в комбинации для достижения такого желательного расщепления и эмульгирования. Например, расщепляющая/проникающая способность в фильтрационный осадок могут быть достигнуты (и/или усилены) применением углеводородных растворителей, таких как б-лимонен, гексан, декан, ксилол и другие С₂-С₁₅-углеводородные растворители и т.д. Так, при использовании расщепляющего реагента, который не обладает эмульгирующими свойствами, в случае разрушения флюида на масляной основе может быть применен отдельный эмульгатор в сочетании с растворителем для формирования прямой эмульсии масляных компонентов фильтрационного осадка. Подобным образом, при использовании такого расщепляющего растворителя в разрушении флюида на водной основе может быть применен отдельный эмульгатор для эмульгирования самого растворителя в диспергирующем флюиде на водной основе.

В дополнение к расщеплению/проникновению в фильтрационный осадок добавлением кислоты может быть стимулировано или достигнуто кислотное растворение.

При попытках выполнить операцию очистки на секции скважины, имеющей высокие давления в забойной зоне (требующие более высоких гидравлических давлений для поддерживания забойных давлений), может быть желательным применение флюида на основе рассола для достижения требуемого гидростатического давления. Однако в присутствии водного флюида с высоким содержанием соли, такого как морская вода, общеупотребительные эмульгаторы не стабилизируют масляные части фильтрационного осадка в водном флюиде, который содержит в себе соли. Более того, при разрушении флюида на водной основе такая нестабильность (или подобная нестабильность) также обусловливается либо эмульгатором, используемым для перевода в эмульсию неэмульгирующего расщепляющего агента, либо расщепляющим агентом, имеющим эмульгирующую способность (т.е. в форме выпадения осадка).

Нестабильность эмульсии типа масло-в-рассоле можно объяснить, обратившись к основам коллоидной химии. Стабильность коллоидальной дисперсии (эмульсии для жидкостно-жидкостной дисперсии) определяется поверхностными характеристиками частицы, такими как поверхностный заряд и притяжение действующими на коротких расстояниях силами Ван-дер-Ваальса. Электростатическое отталкивание препятствует объединению дисперсных частиц в свое наиболее термодинамически стабильное состояние

- 4 017950 агрегатирования в макроскопическую форму, тем самым делая дисперсии метастабильными. Эмульсии представляют собой метастабильные системы, для которых фазовое разделение масляной и водной фаз представляет наиболее термодинамически стабильное состояние благодаря добавлению поверхностноактивного вещества для снижения поверхностной энергии на границе раздела между маслом и водой.

Эмульсии типа масло-в-воде обычно стабилизированы как электростатической стабилизацией (двойной электрический слой между двумя фазами), так и пространственной стабилизацией (отталкивающие силы Ван-дер-Ваальса), в то время как обратные эмульсии (типа вода-в-масле) обычно стабилизированы только пространственной стабилизацией. Однако добавление солей может привести к сокращению двойного электрического слоя. Когда двойной электрический слой уменьшается и расстояние между двумя капельками масла сокращается, капельки масла имеют больше шансов столкнуться друг с другом и слиться. Таким образом, повышение концентрации соли в эмульсионной системе будет увеличивать электрическую проводимость и, в свою очередь, будет дестабилизировать эмульсии. Другие пути, которыми соли потенциально могут дестабилизировать эмульсию, включают обратимую флокуляцию, необратимую флокуляцию, изменение концентраций протонов и т.д. Таким образом, когда соли добавляют в эмульсию типа масло-в-воде, стабилизированную традиционным эмульгатором, соли, водный флюид и маслянистый флюид разделяются на три отдельных фазы.

Однако применение эмульгатора, имеющего высокое значение НЬВ (или расщепляющего реагента, обладающего эмульгирующей способностью при высоком значении НЬВ) в сочетании с амфотерным хемотропным реагентом, может обеспечить возможность стабилизации эмульсии путем формирования/стабилизации двойного(ых) слоя(ев). Как используемый здесь, амфотерный хемотропный реагент имеет отношение к соединению, которое проявляет двойственные свойства, будучи амфотерным (веществом, которое может реагировать как с кислотой, так и с основанием) и хемотропным (направление, по которому вещество ориентируется относительно других химических соединений). В конкретном варианте осуществления амфотерный хемотропный реагент может быть гидротропным (направление, по которому вещество ориентируется относительно воды). Применение этого класса соединений может обеспечить возможность стабилизации эмульсии типа масло-в-рассоле, которая иным образом не стабилизируется общеупотребительным эмульгатором. Таким образом, амфотерный хемотропный реагент может быть также назван как соэмульгатор или реагент для повышения совместимости с рассолом благодаря его способности преобразовывать нестабильную в иной ситуации смесь в стабилизированную эмульсию.

В конкретном варианте осуществления амфотерный хемотропный реагент может представлять собой четвертичное аммониевое соединение, представленное приведенными ниже формулами:

^С_пН_гпО)_хН ^С„Н_2пО)_хН

Е—(ОВ²)г ν(——В Μ* Κ1_(ΟΚ²)Ζ—В М' (С_пн₂„О)_ун _или X³ где Я¹ может представлять алкильную или алкенильную группу, имеющую по меньшей мере 8 атомов углерода;

Я² может представлять алкильную группу, имеющую 2-6 атомов углерода;

Я³ может представлять алкильную группу, имеющую по меньшей мере 4 атома углерода;

индекс η может составлять либо 2, либо 3;

сумма х+у составляет более 5, предпочтительно 5-20;

индекс ζ варьирует от 0 до 3;

фрагмент В представляет водород, гидроксиалкильную или алкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода;

фрагмент М представляет противоанион, такой как галогенид.

Однако квалифицированному специалисту в этой области техники было бы понятно, что может существовать баланс между Я¹/Я²-цепью и суммой х+у. Т.е. если Я¹/Я²-цепь содержит более 22 атомов углерода, то может быть желательным увеличение степени алкоксилирования до уровня более 20 с тем, чтобы соединение оставалось амфифильным, и наоборот. В конкретных вариантах осуществления Я¹ может быть производным разнообразных жирных кислот, таких как бутановая кислота (С₄), гексановая кислота (С₆), октановая кислота (С₈), декановая кислота (С₁₀), додекановая кислота (С₁₂), тетрадекановая кислота (С₁₄), гексадекановая кислота (С₁₆), октадекановая кислота (С₁₈) и т.д.

Далее, противоанионы для четвертичных катионов согласно настоящему изобретению могут включать многообразные противоанионы, такие как сопряженное основание любой минеральной или сильной органической кислоты, такое как галогенид-ион, нитратный ион, сульфатный ион, ацетатный ион, алкилсульфонатный ион, галогеналкилсульфонатные ионы и т.п. Кроме того, квалифицированному специалисту в этой области техники было бы понятно, что могут существовать дополнительные вариации, такие как замещения и т.д., в такой мере, насколько они не изменяют природу соединения в отношении стабилизации масла-в-рассоле (или стабилизации других химических веществ (базовых эмульгаторов), которые стабилизируют масло-в-рассоле).

Примеры пригодных амфотерных хемотропных реагентов могут включать четвертичные аммоние

- 5 017950 вые соли, в том числе четвертичные галогениды аммония, такие как хлориды. В конкретном варианте осуществления амфотерный хемотропный реагент может представлять собой алкоксилированный четвертичный хлорид аммония (этоксилированный или пропоксилированный), включая четвертичные хлориды аммония, производные от алифатическихх аминов. Примерами таких алкоксилированных четвертичных хлоридов аммония могут быть хлорид изотридецилоксипропил-поли(5)оксиэтиленметиламмония или хлорид коко-поли(15)оксиэтиленметиламмония. Примеры имеющихся в продаже на рынке применимых амфотерных хемотропных реагентов включают р-17-5 и О-С-15. оба из которых представляют собой этоксилированные хлориды четвертичных аммониевых соединений, производимые фирмой Λίτ Ртобисб аиб СйетюаИ (Аллентаун, Пенсильвания).

Диспергирующий флюид может содержать водный флюид, необязательно содержащий в себе соли, такой как рассол или морская вода (в зависимости от технологических условий скважины). Например, водный флюид может быть составлен смесями желательных солей в пресной воде. Например, такие соли могут включать, но не ограничиваются таковыми, хлориды, гидроксиды или карбоксилаты щелочных металлов. В разнообразных вариантах исполнения представленного здесь флюида рассол может включать морскую воду, водные растворы, в которых концентрация соли является меньшей, чем в морской воде, или водные растворы, в которых концентрация соли больше, чем в морской воде. Соли, которые могут быть обнаружены в морской воде, включают, но не ограничиваются таковыми, такие соли, как хлориды, бромиды, карбонаты, иодиды, хлораты, броматы, формиаты, нитраты, оксиды, сульфаты, фосфаты, силикаты и фториды натрия, кальция, алюминия, магния, калия, стронция и лития. Соли, которые могут быть введены в рассол, включают любую одну или более из таковых, присутствующих в природной морской воде, или любую другую органическую или неорганическую растворимую соль. Дополнительно рассолы, которые могут быть использованы в раскрытых здесь диспергирующих флюидах, могут быть природными или синтетическими, причем синтетические рассолы склонны быть гораздо более простыми по составу. В конкретном варианте осуществления рассол может включать галогенидные или карбоксилатные соли с одно- или двухвалентными катионами таких металлов, как цезий, калий, кальций, цинк и/или натрий. Плотность диспергирующего флюида можно регулировать повышением концентрации соли в рассоле (вплоть до насыщения). Квалифицированному специалисту в этой области техники было бы понятно, что такое регулирование плотности может быть в особенности желательно, чтобы контролировать давления в забойной зоне и/или предотвращать (или уменьшать) перемещение подведенного флюида в интервале скважины внутри ствола скважины из секции буровой скважины, требующей удаления фильтрационного осадка.

Диспергирующий флюид может также необязательно содержать сорастворитель, который может способствовать смешению эмульгатора и амфотерного хемотропного реагента в скважинном флюиде и/или повышению проникающей способности диспергирующего флюида в фильтрационный осадок. Квалифицированному специалисту в этой области техники было бы понятно, что введением реагентов в сорастворитель может быть достигнуто значительное упрощение смешения реагентов в скважинном флюиде, а также снижение вязкости полученного флюида. Однако применение таких растворителей необязательно, и реагенты могут быть введены в диспергирующий флюид без такого растворителя. Однако там, где желательна повышенная скорость проникновения в фильтрационный осадок, сорастворитель предпочтительно может быть введен для снижения вязкости флюида и усиления проникновения компонентов флюида в фильтрационный осадок для обеспечения разрушения такового. Напротив, там, где желательна дополнительная задержка, для повышения вязкости и тем самым снижения скорости проникновения можно вводить меньшее количество сорастворителя или вообще не использовать таковой.

Одним примером применимого сорастворителя может быть простой эфир гликоля или глицерин. В конкретном варианте осуществления сорастворитель представляет собой монобутиловый простой эфир этиленгликоля (ЕОМВЕ). Применение термина сорастворитель включает его обычное значение, что признано квалифицированными специалистами в этой области техники, как проявляющий растворимость и в водном, и в масляном флюидах. В некоторых вариантах осуществления растворитель может быть, по существу, полностью смешивающимся с каждой фазой, тогда как в других отдельных вариантах осуществления может быть приемлема меньшая степень растворимости. Далее, в конкретном варианте осуществления выбор сорастворителя может зависеть от таких факторов, как тип и количество соли, присутствующей во флюиде. Например, в насыщенном солью флюиде бромид кальция может быть гораздо более совместимым с монобутиловым простым эфиром этиленгликоля, тогда как хлорид кальция может иметь более высокую совместимость с глицерином. Квалифицированному специалисту в этой области техники было бы понятно, что это различие в совместимости может быть обусловлено разницей в электроотрицательности между различными солями и относительной способностью растворителя к распределению заряда.

Как описано выше, может быть желательным включение источника кислоты для способствования переводу растворимых веществ в жидкую фазу, а также для разрушения некоторых полимерных добавок, которые могут присутствовать в фильтрационном осадке. В конкретном варианте осуществления может быть желательной возможность задержки выделения кислоты. Источник с замедленным выделением кислоты, такой как называемый здесь, включает соединения, которые будут высвобождать кислоту на про

- 6 017950 тяжении периода времени. В частности, в качестве источника с замедленным выделением кислоты могут быть использованы соединения, которые гидролизуются с образованием кислот ίη κίΐιι. Такой источник замедленного создания кислотности может быть образован, например, гидролизом сложного эфира. Иллюстративные примеры таких источников с замедленным выделением кислоты включают гидролизуемые ангидриды карбоновых кислот, гидролизуемые сложные эфиры карбоновых кислот; гидролизуемые сложные эфиры фосфоновой кислоты, гидролизуемые сложные эфиры сульфоновой кислоты и прочие подобные гидролизуемые соединения, которые должны быть известны квалифицированным специалистам в этой области техники.

Применимые сложные эфиры могут включать сложные эфиры карбоновых кислот таким образом, что время достижения гидролиза предварительно задано для известных условий в забое скважины, таких как температура и величина рН. В конкретном варианте осуществления источник с замедленным выделением кислоты может включать сложный эфир муравьиной или уксусной кислоты с С₂-С₃₀-спиртом, который может быть одно- или многоатомным, такой как моноформиат этиленгликоля. Другие сложные эфиры, которые могут найти применение в активации окислительного разрушающего средства согласно настоящему изобретению, включают таковые, которые высвобождают С1-С₆-карбоновые кислоты, в том числе гидроксикарбоновые кислоты, образующиеся при гидролизе лактонов, таких как γ-лактон и δлактон). В еще одном варианте осуществления может быть использован гидролизуемый сложный эфир С₁-С₆-карбоновой кислоты и многоатомного С₂-С₃₀-спирта, в том числе алкилортоэфиры. В конкретном варианте осуществления источник с замедленным выделением кислоты может быть введен в количестве более, чем около 1% об./об. от скважинного флюида, и варьирующем от примерно 1 до 50% об./об. от скважинного флюида в еще одном дополнительном аспекте. Однако специалисту с обычной квалификацией в этой области техники было бы понятно, что предпочтительное количество может варьировать, например, в зависимости от скорости гидролиза конкретного применяемого источника кислоты.

Кроме того, может быть также желательным включение в диспергирующий флюид окислителя для дополнительного стимулирования разрушения или деградации полимерных добавок, присутствующих в фильтрационном осадке. Примеры таких окислителей могут включать любой из таких окислительных разрушающих агентов, известных в области техники, для реагирования с полимерами, такими как полисахариды, для снижения вязкости загущенных полисахаридами композиций или для разрушения фильтрационных осадков. Такие соединения могут включать пероксиды (в том числе аддукты пероксидов), другие соединения, включающие пероксидную связь, такие как персульфаты, пербораты, перкарбонаты, перфосфаты и персиликаты, и прочие окислители, такие как гипохлориты, которые необязательно могут быть инкапсулированы, как указано в патенте США № 6861394, который передан тому же уполномоченному агенту и включен здесь ссылкой во всей своей полноте. Далее, применение окислителя в диспергирующем флюиде, в дополнение к воздействию на полимерные добавки, также может вызывать разрушение набухших глин, таких как глины, обусловливающие налипание породы на долото.

В состав флюида могут входить (по объему) 0,5-70% амфотерного хемотропного реагента, 1097,50% расщепляющего реагента; 0-50% эмульгатора и 0-50% источника кислоты. Альтернативно, в случае, где расщепляющий реагент и эмульгатор представлены одним соединением (таким как алкиларилсульфонат или жирная кислота), в состав флюида могут входить (по объему) 25-70% амфотерного хемотропного реагента, 10-40% расщепляющего реагента и 0-50% источника кислоты. Однако в других вариантах осуществления более низкая концентрация амфотерного хемотропного реагента и эмульгатора может быть достаточной для формирования эмульсии типа масло-в-рассоле в такой мере, насколько повышенное количество амфотерного хемотропного реагента используют сравнительно с эмульгатором. В конкретном варианте осуществления может быть желательным отношение амфотерный хемотропный реагент:эмульгатор от 2:1 до 10:1. Однако квалифицированному специалисту в этой области техники было бы понятно, что количество амфотерного хемотропного реагента обязательно зависит от того, насколько эмульгатор является несовместимым с рассолом (т.е. от типа рассола), а также от количества рассола. Например, если эмульгатор в небольшой степени несовместим с рассолом, то может быть достаточным отношение амфотерный хемотропный реагент:эмульгатор от 2:1 до 4:1, тогда как менее совместимый эмульгатор может потребовать применения отношения амфотерный хемотропный реагент:эмульгатор от 3:1 до 10:1. Кроме того, когда расщепляющий реагент имеет меньшую (или не имеет таковой) эмульгирующую способность, может быть необходимым меньшее количество амфотерного хемотропного реагента ввиду меньшего количества эмульгатора, присутствующего во флюиде. Далее, в зависимости от необходимых отношений, также может быть желательным применение разбавителя, чтобы сделать флюид более экономичным.

Квалифицированному специалисту в этой области техники было бы понятно, что стабильность эмульсии может быть обусловлена другими факторами, такими как время, температура, размер частиц и эмульгируемый материал. В зависимости от технологических условий конкретной скважины или желательного варианта применения квалифицированному специалисту в этой области техники было бы понятно, что диспергирующий флюид может быть модифицирован для обеспечения возможности повышенного контроля разрушения фильтрационного осадка и/или лучшей стабилизации эмульсии, образуемой ίη 8Йи. Такие типы модификаций могут включать такие свойства диспергирующего флюида, как

- 7 017950 плотность и вязкость (чтобы варьировать проникновение и реакцию с фильтрационным осадком), количества компонентов эмульсии (концентрация и соотношение), дополнительные поверхностно-активные вещества или другие добавки и т.д. Например, когда предполагают повышение температур в забойной зоне, стабильность эмульсий может снижаться. Таким образом, когда ожидаются такие повышенные температуры, дополнительное количество амфотерного(ых) хемотропного(ых) реагента(ов) может быть добавлено для увеличения отношения амфотерный хемотропный реагент:эмульгатор для сохранения стабилизации эмульсии, образуемой ίη δίΐιι.

Диспергирующие флюиды согласно настоящему изобретению могут быть размещены в стволе скважины, когда желательны очистка/удаление фильтрационного осадка. Диспергирующий флюид может быть избирательно размещен в стволе скважины, например, с использованием оборудования типа СО11 1иЬе или закачкой под давлением. Для выявления течения флюидов в забое может быть использован забойный анемометр или подобный прибор, который показывает, где флюид может уходить в пласт. Разнообразные способы размещения тампона, известные в области техники, обсуждаются, например, в патентах США № 4662448, 6325149, 6367548, 6790812, 6763888, которые включены здесь ссылкой во всей своей полноте. Однако в пределах области настоящего изобретения не предполагается никакого ограничения на способы, которыми размещают диспергирующий флюид согласно настоящему изобретению. В конкретном варианте осуществления применение флюидов может представлять собой точечную обработку, такую как с использованием флюида для гидроразрыва пласта, с гравийным фильтром или во время операций заканчивания.

По истечении периода времени, т.е. нескольких дней, достаточного для разрушения или расщепления фильтрационного осадка и, необязательно, ίη δίΐιι образования эмульсии типа масло-в-воде, флюид может быть возвращен на поверхность для сбора и последующего повторного использования. Последующие промывки ствола скважины промывочными жидкостями могут быть желательными для обеспечения полного удаления оставшегося в таковой материала фильтрационного осадка.

Что касается эмульгированного флюида, собранный флюид может быть деэмульгирован так, что масляная часть может быть извлечена из такового и использована в дальнейших вариантах применения, и т.д. Деэмульгирование собранного флюида может быть проведено с использованием неспособности общеупотребительных эмульгаторов стабилизировать эмульсию типа масло-в-рассоле. Так, для достижения деэмульгирования традиционный эмульгатор, такой как обсужденный выше, в конкретном варианте осуществления включающий алкиларилсульфоновую кислоту, может быть добавлен к собранному флюиду для снижения отношения амфотерный хемотропный реагент:эмульгатор так, что эмульсия типа масло-в-воде дестабилизируется. Дестабилизация эмульсии приводит к агрегатированию фаз в их макроскопическую форму, так что маслянистая жидкость может быть собрана с верхней поверхности собранного флюида. Далее, для извлечения воды из оставшегося флюида (после удаления масляного флюида) средство для осветления воды, известное квалифицированным специалистам в этой области техники, может быть добавлено к оставшемуся флюиду для осаждения твердых частиц внутри флюида, чтобы от такового можно было отделить воду. Квалифицированному специалисту в этой области техники было бы понятно, что извлеченная вода и/или масло могут быть подвергнуты дальнейшей обработке способами разделения/извлечения, в зависимости от желательного использования извлеченных флюидов. Для деэмульгирования флюида, как описано выше, объем отходов (осажденных твердых веществ) может быть значительно уменьшен, так как вода и масло могут быть использованы в последующем бурении или других операциях.

Далее, в некоторых вариантах осуществления диспергирующие флюиды согласно настоящему изобретению могут быть использованы в скважинах, в которые были помещены гравийные фильтры. Например, как известно квалифицированным специалистам в этой области техники, заполнение скважинного фильтра гравием включает нагнетание в скважину (и размещение в продуктивном горизонте) флюида-носителя (традиционно вязкоупругого флюида), который содержит необходимое количество гравия для предотвращения поступления песка в ствол скважины во время добычи. Однако фильтрационный осадок, оставшийся на стенках, и вязкоупругий флюид-носитель должны быть удалены перед началом добычи. В конкретном варианте осуществления после размещения гравийного фильтра, диспергирующий флюид согласно настоящему изобретению может быть помещен в продуктивный горизонт и оставлен на время, достаточное для снижения вязкости вязкоупругого флюида-носителя и затем проникновения в фильтрационный осадок и разрушения его в горизонте, как описано выше. Альтернативно, промывочная жидкость может быть использована после размещения гравийного фильтра, но до помещения диспергирующего флюида.

Примеры флюидов, которые могут быть применены для бурения ствола скважины и формирования фильтрационного осадка, который может быть разрушен и удален в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения, включают такие флюиды, как ΝΟνΑΡΚΟ™, УЕКДАРКО™, РЛРЛРВО™, ΟΙΡΚΟ™. ΡΑΖΕΡΚΟ™, РЬОРВО™ ΝΤ, νΕΒδΙΟ^ΕΑΝ™, ΕΗΕΕΙΑΝΤ™ и ЕЛ/ЕРИО™, производимые фирмой М-Ι ЬЬС (Хьюстон, Техас), или таковые, описанные в патентах США № 7262152, 6822039, 6790811, 6218342, 5905061, 6291405 и 5888944, и в патентной заявке США № 11/777399, все из

- 8 017950 которых переданы настоящему уполномоченному агенту и включены здесь ссылкой во всей своей полноте. Однако в пределах области настоящего патента не предполагается никакого ограничения на тип бурового раствора/фильтрационного осадка. Скорее, диспергирующие флюиды согласно настоящему изобретению могут быть применены для очистки ствола скважины, пробуренной в среде флюида на масляной основе или флюида на водной основе.

Когда эмульсия сформирована, она может включать масляную дисперсную фазу и водную сплошную фазу. Водные флюиды (либо из базового флюида, либо из диспергирующего флюида, или немасляная фаза инвертно-эмульсионного фильтрационного осадка), которые могут формировать сплошную фазу стабилизированной эмульсии типа масло-в-воде, могут включать по меньшей мере одно из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и смесей таковых. Например, водный флюид может быть составлен смесями желательных солей в пресной воде. Например, такие соли могут включать, но не ограничиваются таковыми, хлориды, гидроксиды или карбоксилаты щелочных металлов. В разнообразных вариантах исполнения представленной здесь промывочной жидкости рассол может включать морскую воду, водные растворы, в которых концентрация соли является меньшей, чем в морской воде, или водные растворы, в которых концентрация соли больше, чем в морской воде. Соли, которые могут быть обнаружены в морской воде, включают, но не ограничиваются таковыми, такие соли, как хлориды, бромиды, карбонаты, иодиды, хлораты, броматы, формиаты, нитраты, оксиды, фосфаты, сульфаты, силикаты и фториды натрия, кальция, алюминия, магния, калия, стронция и лития. Соли, которые могут быть введены в рассол, включают любую одну или более из таковых, присутствующих в природной морской воде, или любую другую органическую или неорганическую растворимую соль. Дополнительно, рассолы, которые могут быть использованы в раскрытых здесь промывочных жидкостях, могут быть природными или синтетическими, причем синтетические рассолы склонны быть гораздо более простыми по составу. В одном варианте осуществления плотность промывочной жидкости можно регулировать повышением концентрации соли в рассоле (вплоть до насыщения). В конкретном варианте осуществления рассол может включать галогенидные или карбоксилатные соли с одно- или двухвалентными катионами таких металлов, как цезий, калий, кальций, цинк и/или натрий.

Масляный флюид (из маслянистого фильтрационного осадка), который может формировать дисперсную фазу стабилизированной эмульсии типа масло-в-воде, может представлять собой жидкость, более предпочтительно природное или синтетическое масло, и более предпочтительно масляный флюид выбирают из группы, включающей дизельное топливо; минеральное масло; синтетическое масло, такое как гидрированные и негидрированные олефины, в том числе поли-альфа-олефины, линейные и разветвленные олефины и т.п., полидиорганосилоксаны, силоксаны или органосилоксаны, сложные эфиры жирных кислот, более конкретно линейные, разветвленные и циклические алкиловые сложные эфиры жирных кислот; подобные соединения, известные квалифицированному специалисту в этой области техники; и смеси таковых. Концентрация масляного флюида не должна быть достаточной для формирования обратной эмульсии и может составлять менее, чем около 40 об.% эмульсии в одном варианте осуществления и менее 30 об.% в еще одном дополнительном варианте осуществления. В одном варианте осуществления масляный флюид может включать по меньшей мере 5 об.% материала, выбранного из группы, включающей сложные эфиры, простые эфиры, ацетали, диалкилкарбонаты, углеводороды и комбинации таковых. Однако вышеприведенный список не предполагает ограничения типа масляных флюидов, которые могут быть эмульгированы. Скорее, вышеприведенный список включает разнообразные масляные флюиды, часто применяемые в работах в стволе скважины. Специалисту с обычной квалификацией в этой области техники было бы понятно, что в соответствии с настоящим изобретением могут быть эмульгированы и другие типы масляных флюидов.

Далее, также понятно, что эмульсии, образованные согласно настоящему изобретению, могут включать другие компоненты, которые могут быть или могут не быть эмульгированы, в зависимости от потребностей и технологических условий для конкретного применения, и в зависимости от того, какие компоненты могут находиться внутри фильтрационного осадка, разрушаемого с помощью диспергирующих флюидов. Так, областью настоящего изобретения предусмотрено, что в эмульсиях согласно настоящему изобретению могут присутствовать другие растворители, твердые материалы или газы, известные квалифицированным специалистам в этой области техники.

Как описано выше, диспергирующий флюид может циркулировать в стволе скважине во время или после выполнения по меньшей мере одной операции заканчивания. В других вариантах осуществления диспергирующий флюид может циркулировать либо после операции заканчивания, либо после того, как добыча пластовых флюидов начала разрушать целостность скважины, и требуется очистка от остаточных общеупотребительных или обратимых инвертно-эмульсионных флюидов, оставшихся внутри обсадной колонны или лейнеров.

В общем, скважину часто заканчивают для обеспечения возможности вытекания углеводородов из пласта и вверх на поверхность. Как применяемые здесь, процессы заканчивания могут включать одно или более упрочнений ствола скважины обсадной колонной, оценку давления и температуры пласта и монтажа надлежащего оборудования для заканчивания, чтобы обеспечить эффективное течение углеводородов из скважины, или, в случае нагнетательной скважины, создать условия для нагнетания газа или

- 9 017950 воды. Таким образом, как нагнетательные, так и эксплуатационные скважины могут быть обработаны представленными здесь флюидами. Операции заканчивания, как применяемые здесь, более конкретно могут включать работы по заканчиванию необсаженного ствола скважины, работы по обычному перфорационному заканчиванию, работы по заканчиванию с борьбой с песком, работы по заканчиванию скважин со стационарным оборудованием, работы по заканчиванию многозонных скважин и заканчиванию дренажных скважин, как известно в области техники. Законченная скважина может содержать по меньшей мере одно из хвостовика со щелевидными продольными отверстиями, перфорированного хвостовика, фильтра из перфорированной трубы с проволочной обмоткой, расширяемого противопесочного фильтра, противопесочного фильтра, гравийного фильтра в необсаженной скважине или обсадной колонны.

Диспергирующий флюид, такой как раскрытый здесь, может быть также использован в обсаженном стволе скважины для удаления любого остаточного бурового раствора на масляной основе, оставшегося в скважине во время любых процессов бурения и/или замещения. Обсадная колонна скважины может состоять из серии металлических труб, вставленных во вновь пробуренную скважину. Обсадная колонна служит для упрочнения стенок ствола скважины, обеспечения того, что нефть или природный газ не будут выходить за пределы ствола скважины, пока не достигнут поверхности, и для удержания других флюидов или газов от распространения в пласт через скважину. Таким образом, во время операций замещения, когда производят переключение с бурового раствора на масляной основе на буровой раствор на водной основе (или наоборот), обычно флюид в стволе скважины заменяют другим флюидом. Например, буровой раствор на масляной основе может быть заменен еще одной буферной жидкостью на масляной основе для очистки ствола скважины. После буферной жидкости на масляной основе может следовать буферная жидкость на водной основе перед началом бурения или добычи. Наоборот, когда бурение выполняют с буровым раствором на водной основе, то перед добычей буровой раствор на водной основе может быть заменен буферной жидкостью на водной основе с последующей буферной жидкостью на масляной основе. В соответствии с настоящим изобретением флюиды согласно настоящему изобретению (имеющие в таковых эмульгатор и амфотерный хемотропный реагент) могут быть применены между последовательными операциями замены для дополнительной интенсификации очистки ствола скважины, в том числе стенок обсадной колонны и т.д., перед дальнейшим бурением или добычей. Более конкретно, флюиды согласно настоящему изобретению могут быть использованы для обеспечения того, что ствол скважины будет в достаточной степени очищен или что смоченные водой поверхности станут смоченными маслом, и наоборот, как в принципе может быть необходимым в зависимости от последующей операции. Далее, квалифицированному специалисту в этой области техники было бы понятно, что дополнительная замена флюидов или тампонов, таких как вязкие тампоны, также может быть применена в таких операциях замены или очистки, как известно в области техники.

Еще один вариант осуществления настоящего изобретения включает способ очистки ствола скважины, пробуренной с буровым раствором на масляной основе, либо обратной, либо прямой эмульсией, описанный выше. В одном таком иллюстративном варианте осуществления способ включает циркуляцию раскрытого здесь диспергирующего флюида в стволе скважины, которая была пробурена до более крупного размера (т.е. с расширением) с использованием бурового раствора на масляной основе, и затем закрытие скважины на предварительно заданный период времени для обеспечения возможности проникновения и разрушения фильтрационного осадка. При разрушении фильтрационного осадка и ίη кйи образовании эмульсии типа масло-в-воде эмульсия может быть легко извлечена из ствола скважины при начале добычи, и тем самым остаточный буровой раствор легко вымывается из ствола скважины. Альтернативно, перед началом добычи через ствол скважины может циркулировать промывочная жидкость (отличная от диспергирующего флюида).

Еще один дополнительный вариант осуществления настоящего изобретения включает способ очистки ствола скважины, пробуренной с использованием бурового раствора на водной основе, описанного выше. В одном таком иллюстративном варианте осуществления способ включает циркуляцию раскрытого здесь диспергирующего флюида в стволе скважины, и затем закрытие скважины на предварительно заданный период времени для обеспечения возможности проникновения и разрушения фильтрационного осадка. При разрушении фильтрационного осадка флюид (и диспергированный в таковом остаточный фильтрационный осадок) могут быть легко извлечены из ствола скважины при начале добычи, и тем самым остаточный буровой раствор легко вымывается из ствола скважины. Альтернативно, перед началом добычи через ствол скважины может циркулировать промывочная жидкость (отличная от диспергирующего флюида).

Альтернативно, если предполагают, что ствол скважины, из которой уже началась добыча углеводородов, испорчен любым остаточным фильтрационным осадком, оставшимся в скважине после операций бурения, для очистки ствола скважины может быть использован диспергирующий флюид согласно настоящему изобретению.

Представленные здесь флюиды могут быть также применены в стволе скважины, где в забойной зоне должен быть размещен фильтр. После того как ствол скважины расширили до большего диаметра ствола, буровая колонна может быть извлечена и заменена эксплуатационной насосно-компрессорной

- 10 017950 колонной, имеющей желательный противопесочный фильтр. Альтернативно, в забое может быть расширен расширяемый трубчатый противопесочный фильтр или в ствол скважины может быть помещен гравийный фильтр. Затем в ствол скважины могут быть помещены диспергирующие флюиды, и затем скважину закрывают для обеспечения возможности проникновения и разрушения фильтрационного осадка. При разрушении фильтрационного осадка (и ίη δίΐιι образования эмульсии типа масло-в-воде, когда разрушают флюиды на масляной основе), флюид/эмульсия могут быть легко извлечены из ствола скважины при начале добычи, и тем самым остаточный буровой раствор легко вымывается из ствола скважины. Альтернативно, перед началом добычи через ствол скважины может циркулировать промывочная жидкость (отличная от диспергирующего флюида).

Однако раскрытые здесь диспергирующие флюиды могут быть также использованы в разнообразных вариантах осуществления в качестве буферной жидкости и/или промывочной жидкости. Как применяемую здесь, буферную жидкость обычно используют для физического вытеснения другого флюида из ствола скважины, и промывочная жидкость типично содержит поверхностно-активное вещество и может быть применена для физического и химического удаления бурового раствора, присутствующего в скважинных трубопроводах. При использовании также в качестве буферной жидкости диспергирующие флюиды согласно настоящему изобретению могут эффективно действовать, вытесняя или заменяя буровой раствор. При использовании также в качестве промывочной жидкости диспергирующие флюиды могут способствовать физическому и/или химическому удалению фильтрационного осадка, как только фильтрационный осадок был разрушен диспергирующей системой.

В еще одном варианте осуществления раскрытый здесь диспергирующий флюид может быть использован при добыче углеводородов из пласта. После пробуривания пласта с использованием бурового раствора на скважине может быть проведена по меньшей мере одна операция заканчивания. Затем диспергирующий флюид может циркулировать в стволе скважины, и скважина может быть закрыта на предварительно заданный период времени для обеспечения возможности разрушения фильтрационного осадка, сформировавшегося на стенках таковой. Затем пластовые флюиды могут поступать в скважину, и может быть обеспечена добыча пластовых флюидов. Альтернативно, перед началом добычи пластовых флюидов через ствол скважины может циркулировать промывочная жидкость (отличная от диспергирующего флюида).

В некоторых вариантах осуществления циркуляция флюида может быть организована при регулируемой скорости нагнетания для создания турбулентного или ламинарного течения, чтобы обеспечить достаточную продолжительность воздействия/разрушения фильтрационного осадка диспергирующим флюидом. Например, если желательно быстрое разрушение фильтрационного осадка или максимизация площади поверхности контакта фильтрационного осадка и диспергирующего флюида, тогда турбулентный поток промывочной жидкости или диспергирующего флюида может быть подан при скорости, создающей турбулентное течение. Переход от величины расхода ламинарного потока к турбулентному обычно определяется числом Рейнольдса, обычно превышающим 2000. При значении ниже 3000 течение может иметь в некоторой степени ламинарный характер, поэтому значение числа Рейнольдса между 2000 и 3000 обычно называют переходной зоной, где могут существовать как ламинарное, так и турбулентное течение. Наоборот, когда желательна дополнительная задержка или максимизация времени для проведения разрушения фильтрационного осадка, введение диспергирующего флюида может быть проведено с низкой величиной расхода потока, при настолько низком значении (А8ЛР) числа Рейнольдса, насколько это возможно.

Представляется, что эта процедура целевого нагнетания может увеличить число градиентов между фильтрационным осадком и доставляемым свежим флюидом подобно механизму пассивирования для защиты от коррозии, где тонкая пленка промежуточных продуктов действует как барьер, ограничивающий дальнейшее взаимодействие.

Нижеследующие примеры приведены для дополнительной иллюстрации вариантов применения способов и композиций согласно настоящему изобретению.

- 11 017950

Примеры

Пример. Инвертно-эмульсионный буровой раствор.

Составили инвертно-эмульсионный флюид, имеющий следующие компоненты, все из которых имеются в продаже на рынке, как показано ниже в табл. 1. Более конкретно, компоненты включают 8иКЕМиЬ®, амидоаминное поверхностно-активное вещество, 8ИКЕ^ЕТ®, смачиватель, Уб-РЬИЗ™, органофильную глину и 8АЕЕСАКВ®, закупоривающий твердый материал на основе карбоната кальция, все из которых производятся фирмой М-Ι ЬЬС (Хьюстон, Техас). Фильтрационные осадки были созданы из флюида с использованием перепада давлений 100 ρ§ί (689,4 кПа) в АР1-фильтр-прессе.

Таблица 1

Состав лабораторного бурового раствора для создания фильтрационного осадка для испытаний

Ингредиент	Процент (вес./вес.)	Масса (г)
Базовое масло 10-1618	30,4	159, 85
Хлорид кальция	3, 8	19, 95
Уб-рьиз™	0, 8	4,00
зикЕмиь®	1,5	8,00
ЗиКЕИЕТ®	1,1	6,00
Известь	1,1	6, 00
ЗАГЕСАКВ®	5,7	30,00
Вода	9, 6	50,24
Барит	46,0	240,96

Составили три образца диспергирующих флюидов для определения восстановления величины расхода потока при фильтрационных осадках, на которые диспергирующие флюиды воздействовали в течение периода времени, достаточного для удаления фильтрационного осадка. Первые два составленных диспергирующих флюида представляли общеупотребительные типы диспергирующих флюидов, тогда как третий образец представлял примерный состав в соответствии с настоящим изобретением. Были составлены образцы диспергирующих флюидов, имеющие компоненты, показанные ниже в табл. 2. Более конкретно, компоненты включают ЕСР-974, гидролизуемый сложный эфир муравьиной кислоты, ΡΑΖΕΜϋΕ™, чувствительное к кислоте поверхностно-активное вещество, ЕСЕ-986, хелатирующий диспергатор, ЕСЕ-1744, микроэмульсию, все из которых производятся фирмой М-Ι ЬЬС (Хьюстон, Техас), и Р-17-5, этоксилированный хлорид четвертичного аммония, производимый фирмой А1г РгобисШ аиб С11ст1са15 (Аллентаун, Пенсильвания).

Таблица 2

Составы смесей для испытания восстановления течения

Номер образца	Состав образца
1	131,4 мл рассола из СаВг2 с концентрацией 14,2 фунта/галлон (ррд) (1,7 кг/литр); 56,6 мл ЕСЕ-974; 10,0 мл ЕСМВЕ (монобутилового простого эфира этиленгликоля); 2,0 мл ΓΑΖΕΜυΐ,™
2	90 мл рассола из СаВг2 с концентрацией 14,2 фунта/галлон (ррд) (1,7 кг/литр); 66,4 мл рассола из СаС12 с концентрацией 11,6 фунта/галлон (ррд) (1,4 кг/литр); 20 мл ЕСГ974; 20 мл ЕСГ-986; 1 мл ЕСЕ-1744; 1 мл ΓΑ.ΖΕΜΟΙ,™
3	130 мл рассола из СаВг2 с концентрацией 14,2 фунта/галлон (ррд) (1,7 кг/литр); 10 мл ЕСМВЕ; 10 мл ϋΟΒ3Α (линейной алкилбензолсульфоновой кислоты); 50 мл ЕСЕ974; 10 мл Тота11 0-17-5

Первоначальный поток на дисковом фильтре (с порами 10 мкм) определили с использованием базового масла ΙΟ-1618 при величине давления 5 ρκί (34,47 кПа) в эксплуатационном направлении диска. Затем на дисковом фильтре создали фильтрационный осадок с использованием флюида, показанного в табл. 1, при давлении 500 ρκί (3,45 МПа) и температуре 130°Е (54,44°С) в течение 16 ч. Избыток бурового раствора декантировали. Каждую камеру заполнили образцом диспергирующих флюидов, показанных в

- 12 017950 табл. 2. Создали давление 500 ρκί (3,45 МПа) при температуре 130°Р (54,44°С) и выходной поток (если таковой имел место) собирали в течение 30 мин. Затем камеры закрыли и проводили вымачивание в течение периода 93 ч при температуре 130°Р (54,44°С) и давлении 50 ρκίβ (344,7 кПа, избыточных), после чего остаток диспергатора декантировали. Восстановление течения на дисковом фильтре (10 мкм) определили заполнением камер средством 10-1618 и измерением степени восстановления течения при давлении 5 ρκί (34,47 кПа) в эксплуатационном направлении. Определили величину расхода восстановленного потока в процентах относительно измеренного первоначального значения расхода потока. Результаты испытания восстановления течения показаны в табл. 3. Как показано в табл. 3, возвращение к процентной доле расхода потока было значительно выше для образца 3, чем для других двух испытанных образцов.

Таблица 3

Результаты испытания восстановления течения

Описание измерения	Образец 1	Образец 2	Образец 3
Значение рН исходного диспергатора	0,96	0,21	0,26
Значение рН израсходованного диспергатора	1,19	0,48	1,15
Первоначальная величина расхода потока (необработанные данные)	197 мл за 33,54 секунд	197 мл за 30,91 секунд	199 мл за 39,69 секунд
Первоначальная величина расхода потока (расчетные данные)	5,8736 мл/сек	6,3733 мл/сек	5,0319 мл/сек
Конечная величина расхода потока (необработанные данные)	195 мл за 57,61 секунд	197 мл за 59,25 секунд	194 мл за 47,79 секунд
Конечная величина расхода потока (расчетные данные)	3,3848 мл/сек	3,3249 мл/сек	4,0594 мл/сек
Восстановление течения (%)	57, 6	52,2	81,0

Преимущественно варианты осуществления согласно настоящему изобретению обеспечивают возможность по меньшей мере одного из следующего. Флюиды согласно настоящему изобретению могут позволить более полное разрушение фильтрационного осадка, обеспечивая улучшенную очистку, по сравнению с общеупотребительными диспергирующими флюидами. Более конкретно, такие усовершенствования могут быть обусловлены любым из факторов и/или комбинацией повышенной проницаемости, растворения растворимых веществ и эмульгирования компонентов фильтрационного осадка.

Компоненты флюидов могут быть выбраны для желательных характеристик: может ли быть усилено удаление фильтрационного осадка, присутствуют ли дополнительные компоненты для способствования разрушению фильтрационного осадка, в том числе полимерные материалы, температурная стабильность и т.д. В конкретных вариантах осуществления с использованием алкиларилсульфоновых кислот, таких как додецилбензилсульфоновая кислота, в качестве эмульгатора кислота может сначала реагировать с карбонатом кальция, присутствующим во флюиде, с образованием комплекса кальция с кислотой, который, в свою очередь, также может действовать как эмульгатор для стабилизации эмульсии типа масло-в-воде.

Поскольку прямые эмульсии типа масло-в-воде могут не быть стабильно сформированы в рассоле

- 13 017950 или другом содержащем соль флюиде, диспергирующий флюид согласно настоящему изобретению позволяет сформировать ίη Щи стабильную эмульсию типа масло-в-воде во время операций очистки ствола скважины, где флюид на масляной основе (и в частности, инвертно-эмульсионные флюиды) использовали при бурении скважины. Благодаря стабилизации таких эмульсий типа масло-в-рассоле диспергирующие флюиды могут обладать повышенной гибкостью в отношении гидравлического давления (с использованием высокоплотных флюидов на водной основе), необходимого для поддерживания высоких забойных давлений, без риска агрегатирования фаз, коагуляции и т.д. при разрушении фильтрационного осадка на масляной основе. Формирование стабильной эмульсии особенно важно, когда прочие условия требуют применения тяжелого флюида на основе рассола и/или не содержащего твердых материалов, или когда условия в забойной зоне частично обусловливают нужную стабилизацию эмульсии. Такой скважинный флюид в виде стабилизированной прямой эмульсии преимущественно может быть термодинамически стабильным, обеспечивая возможность самопроизвольного эмульгирования в забое, тогда как формирование эмульсий обычно может требовать смешения. Далее, поскольку прямые эмульсии прозрачны, это может упростить определение, когда система флюида оказывается перенасыщенной частицами, по повышенной мутности с использованием эффекта Тиндаля.

Далее, способность вводить растворитель или масло в систему рассола потенциально имеет большое экономическое значение. Способность составлять масляную фазу, стабильно эмульгированную в рассоле, может обеспечить возможность варьировать давление в забойной зоне для выполнения бурения с положительным дифференциальным давлением, бурения с нулевым дифференциальным давлением или бурения с отрицательным дифференциальным давлением, что может быть модифицировано непосредственно на месте промысла. Далее, такая система флюида может позволить эмульгирование масла ίη δίΐιι в стволе скважины для удаления масляного флюида или доставки маслянистых материалов для разнообразных обработок или других целей в забое, таких как разрушение вязкоупругого флюида в случае подачи флюида в гравийный фильтр необсаженной скважины.

Далее, стабилизированные эмульсии типа масло-в-воде, сформированные в соответствии с настоящим изобретением, могут быть также дестабилизированы или деэмульгированы в контролируемом режиме в соответствии с другими вариантами осуществления, раскрытыми здесь. Так, при очистке ствола скважины, пробуренной с использованием инвертно-эмульсионного флюида, и ίη δίΐιι формировании эмульсии типа масло-в-воде, эмульгированный диспергирующий флюид может быть собран и подвергнут обработке способами извлечения для повторного применения. В частности, собранная эмульсия может быть дестабилизирована для возможности разделения на составляющие фазы (масло, воду и твердые вещества (из фильтрационного осадка)) так, чтобы компоненты флюида можно было повторно использовать в последующих операциях, обеспечивая повышенную экономическую эффективность в дополнение к сокращению количества отходов.

В то время как изобретение было описано в отношении ограниченного числа вариантов осуществления, квалифицированным специалистам в этой области техники, имеющим возможность ознакомиться с настоящим изобретением, будет понятно, что могут быть придуманы другие варианты осуществления, которые не выходят за пределы области изобретения, как раскрыто здесь. Соответственно этому, область изобретения должна ограничиваться только прилагаемыми пунктами формулы изобретения.

Claims (30)

1. Способ очистки ствола скважины, пробуренной с использованием бурового раствора, который формирует фильтрационный осадок, включающий размещение диспергирующего флюида в стволе скважины, причем диспергирующий флюид включает водный флюид;

расщепляющий реагент, где расщепляющий реагент содержит по меньшей мере одно соединение из алкиларилсульфоновых кислот, жирных кислот С₄-С₂₂ и их производных; и амфотерный хемотропный реагент, где амфотерный хемотропный реагент выбран из одного или нескольких аммониевых соединений, представленных следующими формулами:

^ΟηΊζηΟίχΗ ^С„Н_2ПО)_ХН

Я—(Ой²)_г В Μ' К—В М (с_пн_гпо_}ун _или V где В¹ может представлять алкильную или алкенильную группу, имеющую по меньшей мере 8 атомов углерода или сложноэфирное производное, образованное остатком жирной кислоты С₄, С₆, С₈, С₁₀, ^С|2· С'14. ^С16 ^{или С}18^;

В² может представлять алкильную группу, имеющую 2-6 атомов углерода;

В³ может представлять алкильную группу, имеющую по меньшей мере 4 атома углерода; индекс η может составлять либо 2, либо 3;

- 14 017950 сумма х+у составляет от 5 до 20;

индекс ζ варьирует от 0 до 3;

фрагмент В представляет собой водород, гидроксиалкильную или алкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода;

фрагмент М представляет собой галогенид-ион; и закрытие скважины в течение периода времени, достаточного для инициирования разрушения фильтрационного осадка.

2. Способ по п.1, в котором диспергирующий флюид дополнительно включает эмульгатор, имеющий значение гидрофильно-липофильного баланса (НЬВ) более 11.

3. Способ по п.1, в котором расщепляющий реагент имеет значение гидрофильно-липофильного баланса более 11.

4. Способ по п.1, дополнительно включающий сбор диспергирующего флюида, имеющего по меньшей мере часть разрушенного фильтрационного осадка, эмульгированного в таковом.

5. Способ по п.1, дополнительно включающий циркуляцию промывочной жидкости через ствол скважины.

6. Способ по п.1, дополнительно включающий начало добычи скважинных флюидов через ствол скважины.

7. Способ по п.1, дополнительно включающий выполнение по меньшей мере одной операции заканчивания в стволе скважины.

8. Способ по п.1, в котором диспергирующий флюид дополнительно включает по меньшей мере одно из сорастворителя, углеводородного растворителя, источника с замедленным выделением кислоты и окислителя.

9. Способ по п.1, в котором амфотерный хемотропный реагент включает алкоксилированный хлорид четвертичного аммония.

10. Способ по п.1, в котором водный флюид включает соли.

11. Способ заканчивания буровой скважины, включающий бурение ствола скважины с использованием бурового раствора с образованием фильтрационного осадка на стенках;

размещение гравийного фильтра по меньшей мере в одном интервале ствола скважины;

размещение диспергирующего флюида в стволе скважины, причем диспергирующий флюид включает водный флюид;

расщепляющий реагент, где расщепляющий реагент содержит по меньшей мере одно соединение из алкиларилсульфоновых кислот, жирных кислот С₄-С₂₂ и их производных; и амфотерный хемотропный реагент, где амфотерный хемотропный реагент выбран из одного или нескольких аммониевых соединений, представленных следующими формулами:

^С_пН_2пО)_хН ^С_пН_2пО)_хН

Н—(ОА²)г Ν*—В М' К— (ОК²)г- Νς-— В м’ (с_пн_2по)_ун _или где В¹ может представлять алкильную или алкенильную группу, имеющую по меньшей мере 8 атомов углерода или сложноэфирное производное, образованное остатком жирной кислоты С₄, С₆, С₈, С₁₀, ^С12^{, С}14^{, С}16 ^{или С}18^;

В² может представлять алкильную группу, имеющую 2-6 атомов углерода;

В³ может представлять алкильную группу, имеющую по меньшей мере 4 атома углерода;

индекс η может составлять либо 2, либо 3;

сумма х+у составляет от 5 до 20;

индекс ζ варьирует от 0 до 3;

фрагмент В представляет собой водород, гидроксиалкильную или алкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода;

фрагмент М представляет собой галогенид-ион; и закрытие скважины в течение периода времени, достаточного для инициирования разрушения фильтрационного осадка.

12. Способ по п.11, в котором диспергирующий флюид дополнительно включает эмульгатор, имеющий значение гидрофильно-липофильного баланса более 11.

13. Способ по п.11, в котором расщепляющий реагент имеет значение гидрофильно-липофильного баланса более 11.

14. Способ по п.11, дополнительно включающий циркуляцию промывочной жидкости через ствол скважины до и/или после размещения диспергирующего флюида.

15. Способ по п.11, дополнительно включающий сбор диспергирующего флюида, имеющего по меньшей мере часть эмульгированного в нем разрушенного фильтрационного осадка.

- 15 017950

16. Способ по п.11, дополнительно включающий начало добычи скважинных флюидов через ствол скважины.

17. Способ по п.11, в котором диспергирующий флюид дополнительно включает по меньшей мере одно из сорастворителя, углеводородного растворителя, источника с замедленным выделением кислоты и окислителя.

18. Способ по п.11, в котором амфотерный хемотропный реагент включает алкоксилированный хлорид четвертичного аммония.

19. Способ по п.1 или 11, дополнительно включающий сбор из буровой скважины эмульсии типа масло-в-воде, включающей водный флюид в качестве сплошной фазы;

масляный флюид в качестве дисперсной фазы, стабилизированной расщепляющим реагентом и амфотерным хемотропным реагентом;

добавление к собранному скважинному флюиду эмульгатора, имеющего значение гидрофильнолипофильного баланса более 11, достаточного для дестабилизации эмульсии; и разделение собранного скважинного флюида на масляный компонент флюида и водный компонент флюида.

20. Способ по п.19, дополнительно включающий отделение любых твердых дисперсных веществ от водного компонента.

21. Способ по п.19, дополнительно включающий повторное использование по меньшей мере части одного из масляного компонента и водного компонента.

22. Способ по п.19, в котором эмульгатор включает по меньшей мере одно из алкиларилсульфоновой кислоты, жирной С₄-С₂₂-кислоты и их производных.

23. Способ по п.19, в котором эмульгатор смешивают с сорастворителем.

24. Способ по п.19, в котором количество эмульгатора в сочетании с расщепляющим реагентом в скважинном флюиде является большим, чем количество амфотерного хемотропного реагента.

25. Способ деэмульгирования стабилизированной эмульсии типа масло-в-воде, включающий добавление к эмульсии типа масло-в-воде, включающей рассол в качестве сплошной фазы и масляную дисперсную фазу, стабилизированную расщепляющим реагентом, где расщепляющий реагент содержит по меньшей мере одно соединение из алкиларилсульфоновых кислот, жирных кислот С₄-С₂₂ и их производных; и амфотерным хемотропным реагентом, где амфотерный хемотропный реагент выбран из одного или нескольких аммониевых соединений, представленных следующими формулами:

(С_пН_2пО)_хН (С_пН_2лО)_хН

К-(ОН )_г--Ν—В м _К1_₍ор²)_г_м^—В м’ (С_лН_2г)О)_уН _или V где Я¹ может представлять алкильную или алкенильную группу, имеющую по меньшей мере 8 атомов углерода или сложноэфирное производное, образованное остатком жирной кислоты С₄, С₆, С₈, С₁₀, ^С|2· ^С|4· ^С16 ^{или С}18^;

Я² может представлять алкильную группу, имеющую 2-6 атомов углерода;

Я³ может представлять алкильную группу, имеющую по меньшей мере 4 атома углерода;

индекс η может составлять либо 2, либо 3;

сумма х+у составляет от 5 до 20;

индекс ζ варьирует от 0 до 3;

фрагмент В представляет собой водород, гидроксиалкильную или алкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода;

фрагмент М представляет собой галогенид-ион, эмульгатора, имеющего значение гидрофильно-липофильного баланса более 11, достаточного для дестабилизации эмульсии.

26. Способ по п.25, в котором эмульгатор включает по меньшей мере одно из алкиларилсульфоновой кислоты, жирной С₄-С₂₂-кислоты и их производных.

27. Способ по п.25, в котором амфотерный хемотропный реагент включает алкоксилированный хлорид четвертичного аммония.

28. Способ по п.25, в котором дополнительное количество эмульгатора смешивают с сорастворителем.

29. Способ по п.25, в котором дополнительное количество эмульгатора в сочетании с эмульгатором в скважинном флюиде является большим, чем количество амфотерного хемотропного реагента.

30. Способ очистки ствола скважины, включающий циркуляцию буферной жидкости через ствол скважины, причем буферная жидкость включает расщепляющий реагент, где расщепляющий реагент содержит по меньшей мере одно соединение из алкиларилсульфоновых кислот, жирных кислот С₄-С₂₂ и их производных; и амфотерный хемотропный реагент, где амфотерный хемотропный реагент выбран из одного или не

- 16 017950 скольких аммониевых соединений, представленных следующими формулами:

^с_пн_2по)_хн ^С_пН_2пО)_хН

ν)—— В Μ' _Κ2__(ΟΚ ²)_ζ__Νί___{Β м}(С_пН_2пО)_уН _или V или где Я¹ может представлять алкильную или алкенильную группу, имеющую по меньшей мере 8 атомов углерода или сложноэфирное производное, образованное остатком жирной кислоты С₄, С₆, С₈, С₁₀, С12, С14, С16 или С18;

Я² может представлять алкильную группу, имеющую 2-6 атомов углерода;

Я³ может представлять алкильную группу, имеющую по меньшей мере 4 атома углерода;

индекс η может составлять либо 2, либо 3;

сумма х+у составляет от 5 до 20;

индекс ζ варьирует от 0 до 3;

фрагмент В представляет собой водород, гидроксиалкильную или алкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода;

фрагмент М представляет собой галогенид-ион.

Евразийская патентная организация, ЕАПВ

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