EA027700B1

EA027700B1 - Повышающий вязкость агент для регулирования потерь жидкости с использованием хелатов

Info

Publication number: EA027700B1
Application number: EA201390482A
Authority: EA
Inventors: Марк Люстер; Скоттен Блэр
Original assignee: Эм-Ай Эл.Эл.Си.
Priority date: 2010-09-30
Filing date: 2011-09-30
Publication date: 2017-08-31
Also published as: US10066148B2; MX350787B; MX2013003368A; EA201390482A1; WO2012044986A2; WO2012044986A3; US20130303412A1

Abstract

Изобретение относится к способу обработки скважины, который включает этапы закачивания в скважину агента для регулирования водоотдачи, включающего хелатообразующий агент, агент повышения вязкости и несколько, по меньшей мере, из частично нерастворимых закупоривающих твердых частиц, диспергированных в нем, где хелатообразующий агент является эффективным в отношении, по меньшей мере, частичной солюбилизации по меньшей мере части закупоривающих твердых частиц в течение периода времени солюбилизации для последующего значительного растворения закупоривающих твердых частиц, где период времени солюбилизации регулируется концентрацией агента повышения вязкости, концентрацией хелатообразующего агента, составом соли металла, рН агента для регулирования водоотдачи или их комбинацией. Предлагается также агент для регулирования водоотдачи.

Description

Настоящее изобретение относится к обработке нефтяных и газовых скважин, более конкретно, к способам обработки и флюидам, в которых используется повышающий вязкость хелатообразующий агент, по меньшей мере, с частично нерастворимым материалом для образования фильтрационной корки, где нерастворимый материал после размещения в скважине может быть солюбилизирован в забое посредством хелатообразующего агента для разложения и удаления или другого функционального изменения при обработке скважины.

Уровень техники

В широком диапазоне способов обработки скважины и пласта желательно использовать различные материалы, такие как закупоривающие твердые частицы в реагентах для снижения поглощения, с целью регулирования потерь жидкости в забое во время операций или процедур и затем, позже, для удаления или разрушения материалов после выполнения ими своей функции, чтобы восстановить свойства ствола скважины и/или подземных пластов, такие как проницаемость для добычи нефти и газа, или чтобы выполнить функцию или активировать материалы, такие как понизитель вязкости или разжижительное средство.

Реагенты для снижения поглощения являются одним примером. При размещении флюидов в применениях нефтяного промысла потеря жидкости в пласт является главной проблемой. Потеря жидкости снижает эффективность целевого подземного пласта и/или установленного забойного оборудования скважины в отношении потенциальной возможности добывать нефть и газ. Дополнительное время, объем жидкости и оборудование могут привести к дополнительным расходам и усложнить применение. Таким образом, очень важно регулировать потери жидкости. Существует много применений в нефтяных промыслах, в которых во время обработки ствола скважины необходимы фильтрационные корки. Фильтрационные корки обычно включают внешнюю фильтрационную корку и/или внутреннюю фильтрационную корку.

Фильтрационная корка препятствует или уменьшает утечку флюида в пористые скальные породы до желательной скорости во время обработки скважины. В некоторых случаях утечки могут стать не обнаруживаемыми. Такие обработки включают бурение, заканчивание, ремонтные работы, стимуляцию пласта, гидравлический разрыв пласта или растворение матрицы, борьбу с выносом песка, набивку гравия, набивку тампонажного раствора, гидравлический разрыв с установкой фильтра и другие. Как правило, после завершения обработки скважины дальнейшее наличие фильтрационной корки является нежелательным или неприемлемым. Соответственно фильтрационная корка должна быть впоследствии удалена, чтобы уменьшить степень повреждения пласта и облегчить добычу углеводородов.

Многочисленные способы применяют для регулирования потерь жидкости во время обработки скважины. Например, обычные флюиды на водной основе для бурения и заканчивания скважины часто включают биополимеры, обеспечивающие вязкость и регулирующие потери жидкости. Процесс удаления может потребовать кислот, окислителей и/или энзимов для разложения, диспергирования или растворения полимерного остатка и созданной фильтрационной корки. Например, обычной практикой является использование для буровой жидкости сортированного по крупности карбоната кальция в качестве закупоривающего агента, в этом случае затем можно использовать набивку с кислотой и ингибитором коррозии для удаления фильтрационной корки, чтобы или уменьшить нарушение поверхностного слоя, или облегчить закупоривание избранного фильтра для регулирования выноса песка. Общая стратегия бурения/заканчивания основана, частично, на снижении риска в отношении времени, требуемой оснастки, методологии, совместимости флюидов с оснасткой и газонефтеносным пластом, а также на проблемах охраны здоровья, техники безопасности и охраны окружающей среды (ОЗ, ТБ и ОС).

Для того чтобы предотвратить поглощение жидкости пластом во время обработки скважины, можно использовать твердые закупоривающие материалы. Закупоривающие материалы могут быть в значительной степени нерастворимыми, малорастворимыми или медленно растворимыми в скважинной жидкости. Закупоривающие материалы также могут иметь определенную форму и твердость, так что они могут быть эластичными и/или по форме от круглой до несферической. Эти добавки для понижения потерь жидкости впоследствии вводятся как компоненты фильтрационной корки при обезвоживании реагента для снижения поглощения, когда перепад давления применяют к пористой среде. Они включают растворимые или, по меньшей мере, высоко диспергированные компоненты флюидов, такие как биополимеры и/или поперечно-сшитые полимеры. Удаление фильтрационной корки после обработки скважины обычно выполняется или с помощью механических средств (соскребание, струйная промывка и/или тому подобное), и/или путем последовательного добавления агента разложения, такого как кислота, основание, окислитель, сложный эфир или энзим, который можно добавлять для растворения по меньшей мере части фильтрационной корки. Фильтрационную корку также можно удалять путем изменения физического состояния фильтрационной корки путем, например, обращения эмульсии. Такие способы удаления обычно требуют инструмента или добавления другого флюида, например, для изменения рН, или добавления химического агента, что можно производить в скважине. Однако, определенные обработки скважины, включающие гидравлический разрыв, набивку гравия и/или аналогичные тем, что используются для стимуляции добычи углеводородов, воды и других флюидов из подземных пластов, могут оказаться неподходящими для такого добавления другого компонента. Кроме того, способы, которые тре- 1 027700 буют потока флюида, чтобы удалить фильтрационную корку, могут привести к медленному или неполному удалению фильтрационной корки и могут даже привести к закупоренному слою пласта, неспособному к добыче углеводородов.

Другие попытки, используемые в этой области техники, включают введение агента разложения в фильтрационную корку, который может обеспечить задержку активации агента разложения, предназначенного для удаления фильтрационной корки, таким образом позволяя продолжать фазу заканчивания или бурения без катастрофических утечек флюида. Примеры этой технологии включают, например, эстерификацию или инкапсулирование агента для разложения. Однако такие технологии часто являются дорогими и/или сложными для размещения и/или для активации.

Фильтрационные корки могут быть получены из реагента для снижения поглощения, в котором используется масло, образующее гель с определенными добавками, предназначенными для этой цели. Если этим реагентом является вода или соляной раствор, то гелирующий полимер, например полисахарид, такой как гуар, можно использовать в качестве гелирующего агента. Полимер может быть дополнительно сшит поперечными связями с помощью сшивающего агента, обычно иона металла из соединения бора, циркония или титана. Реагенты для снижения поглощения на основе полимера обычно образуют фильтрационную корку, посредством которой они обезвоживают или покрывают пористую поверхность ствола скважины. Процесс образования фильтрационной корки также называется коркообразованием.

Однако полимеры имеют серьезные недостатки, которые включают то, что фильтрационная корка остается на месте, что может мешать последующему потоку углеводородов в ствол скважины, и/или полимер или поперечно-сшитый полимер остается в слое пласта, что может препятствовать или полностью отсекать поток. Фильтрационная корка, которая не удаляется, может физически блокировать канал движения в ствол скважины или может оставить высоковязкий флюид в слое пласта, что препятствует потоку углеводородов в ствол скважины.

Также известен способ обработки подземного пласта путем закачивания коллоидной суспензии из мелких частиц во флюидную систему с вязкоэластичным поверхностно-активным веществом; см., например, патент США № 7081439, в котором описана коллоидная суспензия и вязкоэластичное поверхностно-активное вещество, которые взаимодействуют с образованием структур, которые эффективно закупоривают и блокируют поровые каналы. Коллоидные суспензии обычно представляют собой дисперсии из дискретных очень маленьких частиц, сферической или удлиненной формы, заряженные так, что отталкивание между одноименно заряженными частицами стабилизирует дисперсию.

Нарушение зарядового баланса, обусловленное, например, удалением воды, изменением рН или добавлением соли или водорастворимого органического растворителя, вызывает агрегацию коллоидных частиц, что приводит к образованию геля. Размер этих частиц обычно меньше чем 1 микрон и обычно находится в диапазоне от приблизительно 10 до приблизительно 100 нанометров. Дисперсия обычно представляет собой жидкость, прозрачную, в случае относительно низких концентраций частиц, и становящуюся опалесцентной или молочной при более высоких концентрациях. В любом случае дисперсия может быть приготовлена в виде жидкости, что значительно упрощает дозировку.

Также известно использование гидролизуемого полиэфирного материала в качестве добавки понизителя потерь жидкости для регулирования потерь жидкости. После обработки добавка понизителя потерь жидкости разлагается и таким образом приводит к небольшому повреждению. Кроме того, показано, что продукты разложения таких материалов приводят к отсроченному во времени разложению загущенных полимером жидкостей для гидроразрыва пласта. В патенте США № 4715967 описано использование полигликолевой кислоты (ПГК) в качестве добавки понизителя потерь жидкости, чтобы временно снижать проницаемость пласта. В патенте США № 6509301 описано использование кислоты, образующей такие соединения, как ПГК, в качестве замедленного действия агентов для разложения транспортных флюидов на основе поверхностно-активных веществ, таких как те, что образуются из цвиттерионного лецитина. Предпочтительный рН этих материалов выше 6,5, более предпочтительно находится в диапазоне от 7,5 до 9,5.

Проблемы, связанные с удалением остаточного поверхностного слоя (например, удаление фильтрационной корки) после обработки скважины, хорошо известны в литературе. Остаточные полимеры, закупоривающие твердые частицы и другие компоненты фильтрационной корки, мешают потоку флюида и могут полностью блокировать скважинный слой пласта. Типичные меры включают использование агентов разложения, включая инкапсулированные агенты разложения, которые могут требовать определенной или оптимизированной загрузки реагента для разложения. Агент для разложения может быть добавлен к флюиду/тампонажному раствору, и он предназначен для удаления фильтрационной корки, снижения вязкости флюида-носителя и в целом для облегчения промывки после обработки скважины.

Патенты США № 4848467 и 4961466 в основном относятся к использованию гидроксиуксусной кислоты и аналогичных продуктов конденсации, которые естественным образом разлагаются при температуре газо-нефтеносного пласта с высвобождением кислоты, которая может служить агентом разложения для некоторых полимеров в определенных условиях, и которые предлагают регулирование потерь жидкости. Патент США № 3960736 в основном относится к использованию сложных эфиров для обеспече- 2 027700 ния кислоты замедленного действия, которая будет разрушать флюид путем взаимодействия как с полимером, так и с боратными сшивающими агентами. Аналогично, механизмы образования кислоты используются в патентах США № 4387769 и 4526695, которые предлагают использовать полимер на основе сложных эфиров. В патенте США № 3868998 также упоминается образование кислоты. Эти ссылки касаются кислоты, которая обычно обладает относительно низкой активностью как агент разложения. Другие агенты разложения включают окислительные агенты разложения, которые являются эффективными для удаления полимеров и других компонентов фильтрационной корки. Кроме того, окислительные агенты разложения можно использовать для разрушения гелей, сшитых цирконием и/или титаном, некоторые из которых разработаны как эффективные загустители при низких значениях рН.

Кроме того, разжижительные средства можно использовать в одиночку или вместе с агентами разложения, чтобы усилить активность агента разложения. Известные в данной области разжижительные средства включают те, что описаны, например, в патенте США № 4969526 Индифферентные системы разрушения замедленного действия для поперечно-сшитых флюидов для гидроразрыва пласта при низкой температуре (Иоп-ПЦсгГсппд Вгеакег §ук!ст £ог Ис1аусй СгоккЛиксй Ргас!игтд Р1шйк а! Ьоте Тстрсга!игс), в котором, в основном, предлагается использование триэтаноламина. См. также патент США № 4250044. Кроме того, замедляющие агенты или материалы, разработанные для ингибирования поперечного сшивания, могут быть полезными как при образовании, так и при промывке фильтрационной корки. См., например, патент США № 4702848 Управление скоростью реакции поперечного сшивания путем использования органоцирконатного хелатного сшивающего агента и альдегидного замедляющего агента (Сои1го1 о£ СгоккЛикшд КсасЛоп Ка!с Икшд Огдапо/псопа1с СЛс1а!с СгоккЛикшд Адсп! апй А1йсЛуйс Кс1агйшд Адсп!), который, в основном, относится к использованию различных альдегидов для этой цели. Агенты разложения, которые можно использовать для удаления фильтрационной корки, могут дополнительно включать ион меди, ион серебра или тому подобное, которые хорошо известны как катализаторы, функционирующие вместе с различными химическими агентами разложения, растворимыми кислородом или другим источником кислорода при ускорении активности агента разложения.

Существует необходимость в улучшенных способах размещения агента для регулирования потерь жидкости и удаления агента для регулирования потерь жидкости, чтобы вернуть проницаемость продуктивному пласту, особенно, где удаление агента для регулирования потерь жидкости не требует добавления другого материала, чтобы инициировать удаление фильтрационной корки. Аналогично, существует необходимость в улучшенных способах разрушения загущенных агентов для регулирования потерь жидкости, особенно использующих агент разложения или разжижительное средство, которые не требуют добавления другого материала, чтобы активировать агент разложения и/или разжижительное средство. Также существует необходимость в улучшенных способах, использующих агент для регулирования потерь жидкости или агент разложения, которые можно разместить в забое в нерастворимой форме и впоследствии удалить путем солюбилизации нерастворимого материала, предпочтительно без необходимости в дополнительном материале.

Сущность изобретения

В первом аспекте настоящего изобретения способ обработки скважины включает этапы закачивания или размещения в скважине агента для регулирования потерь жидкости, включающего хелатообразующий агент, агент повышения вязкости и несколько, по меньшей мере, из частично нерастворимых закупоривающих твердых частиц, диспергированных в нем, где хелатообразующий агент является эффективным в отношении, по меньшей мере, частичной солюбилизации по меньшей мере части закупоривающих твердых частиц в течение периода времени солюбилизации для последующего значительного растворения закупоривающих твердых частиц, где период времени солюбилизации регулируется концентрацией агента повышения вязкости, концентрацией хелатообразующего агента, составом соли металла, рН агента для регулирования потерь жидкости, использованием поверхностно-активного вещества или их комбинацией.

В другом аспекте настоящего изобретения агент для регулирования потерь жидкости включает хелатообразующий агент, агент повышения вязкости и несколько, по меньшей мере, из частично нерастворимых закупоривающих твердых частиц, диспергированных в нем, где хелатообразующий агент является эффективным в отношении, по меньшей мере, частичной солюбилизации по меньшей мере части закупоривающих твердых частиц в течение периода времени солюбилизации и где период времени солюбилизации регулируется концентрацией агента повышения вязкости, концентрацией хелатообразующего агента, составом соли металла, рН агента для регулирования потерь жидкости или их комбинацией.

Подробное описание

Используемая здесь новая система нумерации для Периодической таблицы элементов используется так, как в журнале СЛстюа1 апй Епдшссгтд Ис^к, 63(5), 27 (1985). Полимеры, которые можно использовать, относятся к гомополимерам, сополимерам, интерполимерам, терполимерам и т.д. Аналогичным образом, сополимер можно отнести к полимеру, включающему, по меньшей мере, два мономера, необязательно с другими мономерами.

Когда полимер называют, как содержащий мономер, то мономер присутствует в полимере в полимеризованной форме мономера или в производной форме мономера.

- 3 027700

Используемые здесь структурные формулы применяют, как это обычно принято в химических областях техники; линии (-) используют для представления связей между атомами, а также фразы связанный с, присоединенный к и связывание не ограничены представлением определенного типа химической связи, поскольку эти линии и фразы предназначены для представления химической связи; химическую связь определяют как силу притяжения между атомами, которая является достаточно прочной, чтобы полученная структурная единица функционировала как единое целое или соединение.

Используемый здесь термин по меньшей мере, частично нерастворимые закупоривающие твердые частицы означает различные органические и неорганические соли, оксиды и тому подобное в различных нерастворимых физических формах, будь то кристаллические или аморфные формы, включая порошок, гранулы, шарики, пасту, волокна и/или тому подобное.

Термин скважина относится к нефтяной скважине, газовой скважине и/или тому подобному.

В широком смысле настоящее изобретение в основном предлагает агент для регулирования потерь жидкости, включающий хелатообразующий агент, агент повышения вязкости и несколько, по меньшей мере, из частично нерастворимых закупоривающих твердых частиц, диспергированных в нем, где хелатообразующий агент является эффективным в отношении, по меньшей мере, частичной солюбилизации по меньшей мере части закупоривающих твердых частиц в течение периода времени солюбилизации и где период времени солюбилизации регулируется концентрацией агента повышения вязкости, концентрацией хелатообразующего агента, составом закупоривающих твердых частиц, рН агента для регулирования потерь жидкости или их комбинацией. Также предлагается способ обработки скважины, включающий описанный здесь агент для регулирования потерь жидкости. Хелатообразующие агенты

Агент для регулирования потерь жидкости согласно настоящему описанию включает хелатообразующий агент. Для использования здесь хелатообразующий агент включает химический реагент, образующий растворимый комплекс из молекул с определенными ионами металла или другими катионами (например, ионами аммония), который делает ионы неактивными, так что они не могут нормально реагировать с другими элементами или ионами с образованием осадков или отложений. Подходящие хелатообразующие агенты для использования здесь являются эффективными в отношении, по меньшей мере, частичного растворения закупоривающих твердых частиц агента для регулирования потерь жидкости в течение периода времени (период времени солюбилизации) в определенных условиях, включая концентрацию хелатообразующего агента в агенте для регулирования потерь жидкости, концентрацию и/или состав агента повышения вязкости, используемого в агенте для регулирования потерь жидкости, состав хелатообразующего агента или комбинацию используемых агентов, температуру внешней среды скважины, состав используемых закупоривающих твердых частиц, рН агента для регулирования потерь жидкости и тому подобное.

Подходящими хелатообразующими агентами, используемыми здесь, являются обычно органические кислоты и соли органических кислот. Когда хелатообразующий агент содержит несколько кислотных остатков, отвечающих целям изобретения, то специально включают соли этих кислотных остатков, включая полностью нейтрализованные кислоты и частичные соли, где меньше, чем общее число, доступных кислотных остатков находятся в солевой форме (частично нейтрализованная кислота), вместе со свободной кислотой. Для краткости, хелатообразующие агенты обычно являются теми, что перечислены ниже как свободная кислота. Если не оговорено особо, то все возможные соли свободной кислоты специально включены в указанную форму свободной кислоты. Подходящие органические кислоты для использования здесь могут быть выбранными по меньшей мере из одной из следующих:

этилендиаминтетрауксусная кислота ЭДТК;

1,2-бис(о-аминофенокси)этан-Ν,Ν,Ν' ,Ν'- БАФТК;

тетрауксусная кислота) этиленгликоль тетрауксусная кислота нитрилотриуксусная кислота гидроксиэтилиминодиуксусная кислота гидроксиэтилэтилендиаминтетрауксусная кислота диэтилентриамин-пентауксусная кислота пропилдиаминтетрауксусная кислота

Ь-глутаминовая кислота Ν,Ν-диуксусная кислота циклогексилендиаминтетрауксусная кислота аминополиметиленфосфоновые кислоты; этанолдиглицин яблочная кислота;

виннокаменная кислота;

лимонная кислота; и полные и/или частичные соли этих кислот.

ЭГТК;

НТК;

гэидк (ΗΕΙΏΑ)

ГЭДТК;

ДТПК;

ПДТК;

глдк,

ΓΚΝΝ,ΠΚ;

ЦиДТК;

ЭДГ;

ГЛ,

Где хелатообразующий агент является солью органической кислоты, соль может включать любую

- 4 027700 комбинацию из одной или более свободных кислот и одного или более ионов групп 1-15, предпочтительно ионы металлов группы 1 и/или ион, включающий атом группы 15 (например, ион аммония), предпочтительно ионы лития, ионы натрия, ионы калия и/или ионы аммония. Таким образом, примером соли органической кислоты может быть три-калиевая соль ЭДТА.

Хелатообразующий агент предпочтительно содержится в агенте для регулирования потерь жидкости в количестве от приблизительно 1 мас.% до приблизительно 50 мас.% от общего веса агента для регулирования потерь жидкости. В этом диапазоне концентрация хелатообразующего агента предпочтительно больше чем или равна приблизительно 5 мас.%, предпочтительно больше чем или равна приблизительно 10 мас.%, еще более предпочтительно больше чем или равна приблизительно 20 мас.%.

Также в этом диапазоне концентрация хелатообразующего агента предпочтительно меньше чем или равна приблизительно 40 мас.%, предпочтительно меньше чем или равна приблизительно 30 мас.%, еще более предпочтительно меньше чем или равна приблизительно 25 мас.%.

Агент повышения вязкости

Настоящий агент для регулирования потерь жидкости дополнительно включает агент повышения вязкости, который увеличивает вязкость агента для регулирования потерь жидкости относительно такого же агента для регулирования потерь жидкости без агента повышения вязкости. Заявители обнаружили, что путем регулирования вязкости агента для регулирования потерь жидкости обоими средствами - выбором и концентрацией агента повышения вязкости - можно управлять периодом времени солюбилизации и, таким образом, можно управлять созданием и последующим удалением фильтрационной корки.

Подходящие агенты повышения вязкости, также называемые загустители для использования здесь, включают химические соединения, которые являются растворимыми, по меньшей мере, частично растворимыми и/или нерастворимыми в агенте для регулирования потерь жидкости. Загустители также могут включать различные нерастворимые или частично растворимые органические и/или неорганические волокна и/или измельченные частицы, например, дисперсную глину, дисперсные минералы и тому подобное, хорошо известные в данной области техники как агенты повышения вязкости. Подходящие загустители дополнительно включают различные органические и/или неорганические полимерные соединения, включающие полимерные загустители, особенно поперечно-сшитые металлом полимеры. Подходящие полимеры для создания поперечно-сшитых металлом полимерных загустителей включают, например, полисахариды, например, замещенные галактоманнаны, такие как гуаровые смолы, высокомолекулярные полисахариды, состоящие из сахаров маннозы и галактозы, или производные гуара, такие как гидроксипропилгуар (ГПГ, НРО), карбоксиметилгидроксипропилгуар (КМГПГ, СМНРО) и карбоксиметилгуар (КМГ, СМО), гидрофобномодифицированные гуары, гуарсодержащие соединения и синтетические полимеры. Сшивающие агенты, которые включают комплексы бора, титана, циркония и/или алюминия, являются предпочтительными для использования с целью повышения эффективного молекулярного веса полимера, что делает их более подходящими для использования в качестве агентов повышения вязкости, особенно в скважинах с высокой температурой.

Другие подходящие классы водорастворимых полимеров, эффективных в качестве загустителей, включают поливиниловые спирты разных уровней гидролиза, поливиниловые полимеры, полиметакриламиды, эфиры целлюлозы, лигносульфонаты и соли аммония, щелочных металлов и щелочноземельных металлов. Более конкретными примерами других типичных водорастворимых полимеров являются сополимеры акриловой кислоты и акриламида, сополимеры акриловой кислоты и метакриламида, полиакриламиды, частично гидролизованные полиакриламиды, частично гидролизованные полиметакриламиды, поливиниловый спирт, полиалкиленоксиды, другие галактоманнаны, гетерополисахариды, получаемые путем ферментации сахара, полученного из крахмала, и соли аммония и щелочных металлов.

В описанных здесь вариантах воплощения изобретения используются производные целлюлозы, включающие гидроксиэтилцеллюлозу (ГЭЦ), гидроксипропилцеллюлозу (ГПЦ), карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу (КМГЭЦ) и/или карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) с или без сшивающих агентов. Также предпочтительны ксантан, диутан и склероглюкан.

В дополнение к поперечно-сшитым полимерам можно использовать системы линейных полимеров. Можно использовать системы поперечно-сшитых бором полимеров, включающие гуар и замещенные гуары, поперечно-сшитые борной кислотой, тетраборатом натрия и инкапсулированными боратами; боратные сшиватели можно использовать с буферными растворами и агентами регулирования рН, такими как гидроксид натрия, оксид магния, сесквикарбонат натрия и карбонат натрия, амины (такие как гидроксиалкиламины, анилины, пиридины, пиримидины, хинолины и пирролидины, и карбоксилаты, такие как ацетаты и оксалаты), и с замедляющими агентами, таким как сорбитол, альдегиды и глюконат натрия. Подходящие поперечно-сшитые цирконием полимерные системы включают полимеры, поперечносшитые лактатами циркония (например, лактат натрия-циркония), триэтаноламины, 2,2'-иминодиэтанол и смеси из этих лигандов, включая те, что регулируются бикарбонатом. Подходящие титанаты включают, но не ограничиваются, лактаты и триэтаноламины и смеси, например, замедляемые гидроксиуксусной кислотой.

Можно использовать или включать другие химические добавки, известные как агенты повышения вязкости. Примеры включают различные спирты, например, изопропанол, н-пропанол, метанол и/или

- 5 027700 тому подобное, и/или углеводороды, например, соляровое масло.

Агент повышения вязкости предпочтительно находится в агенте для регулирования потерь жидкости в количестве от приблизительно 1 мас.% до приблизительно 50 мас.% от общего веса агента для регулирования потерь жидкости. В этом диапазоне концентрация агента повышения вязкости предпочтительно больше чем или равна приблизительно 5 мас.%, предпочтительно больше чем или равна приблизительно 10 мас.%, еще более предпочтительно больше чем или равна приблизительно 20 мас.%. Также в этом диапазоне концентрация агента повышения вязкости предпочтительно меньше чем или равна приблизительно 40 мас.%, предпочтительно меньше чем или равна приблизительно 30 мас.%, еще более предпочтительно меньше чем или равна приблизительно 25 мас.%.

Закупоривающие твердые частицы

Агент для регулирования потерь жидкости настоящего изобретения дополнительно включает несколько, по меньшей мере, из частично нерастворимых закупоривающих твердых частиц, диспергированных в скважинном флюиде. Хелатообразующий агент, присутствующий в агенте для регулирования потерь жидкости, является эффективным в отношении, по меньшей мере, частичной солюбилизации по меньшей мере части закупоривающих твердых частиц в течение периода времени солюбилизации для последующего значительного растворения закупоривающих твердых частиц.

Закупоривающие твердые частицы настоящего изобретения могут включать неорганические соединения, обычно соли и/или оксиды. Закупоривающие твердые частицы предпочтительно являются карбонатами, такими как карбонаты кальция, карбонаты цинка, карбонаты бария и тому подобное; оксидами металлов, такими как гематит, ильменит, оксид магния и тому подобное; и/или частицами, такими как барит, частицы кремния, частицы глины, микросферы, полые микросферы и тому подобное, пока хелатообразующий агент, присутствующий в агенте для регулирования потерь жидкости, является эффективным в отношении, по меньшей мере, частичной солюбилизации по меньшей мере части закупоривающих твердых частиц в течение периода времени солюбилизации.

Закупоривающие твердые частицы могут дополнительно включать твердые частицы с гидрофобным покрытием или модифицированные твердые частицы, где гидрофобное покрытие получают путем адсорбции веществ на поверхности частицы или молекулы посредством физической сорбции или химических реакций с реагентами, содержащими химически активные группы, которые находятся на поверхности этой частицы или молекулы. Примеры таких веществ выбраны из жирных масел, жирных кислот, жирных сложных эфиров, карбоксилированного, сульфонированного, сульфатированного, фосфорсодержащего гидрофобного материала, поверхностно-активных веществ, которые могли бы создавать гидрофобное покрытие, агентов на основе органосиланов с привитыми группами. Эти вещества вводят алкилсилильные группы или углеводородные группы, аналогичные алкильным группам, особенно длинноцепные, на поверхность субстрата. Способы или примеры получения покрытий описаны в \УО 9916834, ЕР 0826414, патенте США № 5183710, ЕР 0606174.

Закупоривающие твердые частицы предпочтительно имеют средний размер от приблизительно 0,5 до приблизительно 5000 микрометров (мкм), как определено согласно способам, известным в данной области техники. В этом диапазоне средний размер закупоривающих твердых частиц предпочтительно больше чем или равен приблизительно 1 мкм, предпочтительно больше чем или равен приблизительно 10 мкм, еще более предпочтительно больше чем или равен приблизительно 100 мкм. Также в этом диапазоне средний размер закупоривающих твердых частиц предпочтительно меньше чем или равен приблизительно 2000 мкм, предпочтительно меньше чем или равен приблизительно 1000 мкм, еще более предпочтительно меньше чем или равен приблизительно 500 мкм.

Закупоривающие твердые частицы предпочтительно присутствуют в агенте для регулирования потерь жидкости в количестве от приблизительно 1 мас.% до приблизительно 90 мас.% от общего веса агента для регулирования потерь жидкости. В этом диапазоне концентрация закупоривающих твердых частиц предпочтительно больше чем или равна приблизительно 10 мас.%, предпочтительно больше чем или равна приблизительно 20 мас.%, еще более предпочтительно больше чем или равна приблизительно 30 мас.%. Также в этом диапазоне концентрация закупоривающих твердых частиц предпочтительно меньше чем или равна приблизительно 80 мас.%, предпочтительно меньше чем или равна приблизительно 70 мас.%, еще более предпочтительно меньше чем или равна приблизительно 60 мас.%.

Описанный здесь агент для регулирования потерь жидкости может иметь плотность от приблизительно 8,9 фунт/галлон до приблизительно 25 фунт/галлон. В этом диапазоне плотность предпочтительно больше чем или равна приблизительно 10 фунт/галлон, предпочтительно больше чем или равна приблизительно 15 фунт/галлон, еще более предпочтительно больше чем или равна приблизительно 18 фунт/галлон. Также в этом диапазоне плотность предпочтительно меньше чем или равна приблизительно 20 фунт/галлон, предпочтительно меньше чем или равна приблизительно 19 фунт/галлон, еще более предпочтительно меньше чем или равна приблизительно 18,5 фунт/галлон.

Другие компоненты агента для регулирования потерь жидкости

Агент для регулирования потерь жидкости может дополнительно включать один или более поверхностно-активных веществ и/или диспергаторов, хорошо известных в данной области техники. Способы и флюиды согласно настоящему изобретению могут включать любое поверхностно-активное вещество,

- 6 027700 которое можно использовать благодаря его способности улучшать диспергирование и/или стабилизировать газовый компонент в базовом флюиде с образованием активного флюида, что очевидно специалистам в данной области. Вязкоэластичные поверхностно-активные вещества, такие как описаны в патенте США № 6703352 (ОаВауапаке е! а1.) и в патенте США № 6482866 (ОаВауапаке е! а1.), оба из которых включены сюда путем ссылки, также являются подходящими для использования во флюидах настоящего изобретения. В некоторых вариантах воплощения изобретения поверхностно-активное вещество является ионогенным поверхностно-активным веществом. Примеры подходящих ионогенных поверхностноактивных веществ включают, но не ограничиваются ими, анионные поверхностно-активные вещества, такие как алкилкарбоксилаты, алкилэфиркарбоксилаты, алкилсульфаты, алкилэфирсульфаты, алкилсульфонаты, альфа-олефинсульфонаты, алкилэфирсульфаты, алкилфосфаты и алкилэфирфосфаты. Примеры подходящих ионогенных поверхностно-активных веществ также включают, но не ограничиваются ими, катионные поверхностно-активные вещества, такие как алкиламины, алкилдиамины, алкилэфирамины, алкилпроизводные четвертичного аммония, диалкилпроизводные четвертичного аммония и сложные эфиры четвертичного аммония.

Примеры подходящих ионогенных поверхностно-активных веществ также включают, но не ограничиваются ими, поверхностно-активные вещества, которые обычно считаются цвиттерионными поверхностно-активными веществами и в некоторых случаях амфотерными поверхностно-активными веществами, такими как алкилбетаины, алкиламидобетаины, алкилимидазолины, алкиламиноксиды и карбоксилаты алкилпроизводных четвертичного аммония. Амфотерное поверхностно-активное вещество представляет собой класс поверхностно-активного вещества, имеющего положительно заряженную группу и отрицательно заряженную группу в определенном диапазоне рН (например, обычно в слабокислом), только негативно заряженную группу в определенном диапазоне рН (например, обычно в слабощелочном) и только положительно заряженную группу в другом диапазоне рН (например, обычно в умеренно кислом), в то время как цвиттерионное поверхностно-активное вещество имеет устойчивую положительно заряженную группу в молекуле независимо от рН и отрицательно заряженную группу при щелочном рН. В некоторых вариантах воплощения изобретения поверхностно-активное вещество является катионным, цвиттерионным или амфотерным поверхностно-активным веществом, содержащим и аминогруппу или группу четвертичного аммония в своей химической структуре (поверхностно-активное вещество с функциональной аминогруппой). Особенно подходящим поверхностно-активным веществом является амфотерный алкиламин, содержащийся в растворе поверхностно-активного вещества АЦИАТ® 944 (предлагаемый Вакег Ре1го1Пе. §идаг Ьаиф Тех., 77478). В других вариантах воплощения изобретения поверхностно-активное вещество представляет собой смесь из двух или более из вышеописанных поверхностно-активных веществ или смесь из любого поверхностно-активного вещества или поверхностно-активных веществ, описанных выше, с одним или более неионогенных поверхностно-активных веществ. Примеры подходящих неионогенных поверхностно-активных веществ включают, но не ограничиваются ими, этоксилаты алкилового спирта, этоксилаты алкилфенола, этоксилаты алкилкарбоновой кислоты, этоксилаты алкиламина, алканоаты сорбита и алканоаты этоксилированного сорбита. Для применения можно использовать любое эффективное количество поверхностно-активного вещества или смеси поверхностно-активных веществ, предпочтительно в количестве от приблизительно 0,02 мас.% до приблизительно 10 мас.% от общего веса и более предпочтительно от приблизительно 0,05 мас.% до приблизительно 5 мас.% от общего веса.

Понизители трения также можно вводить в варианты воплощения изобретения. Можно использовать любой понизитель трения. Также можно использовать полимеры, такие как полиакриламид, полиизобутилметакрилат, полиметилметакрилат и полиизобутилен, а также водорастворимые понизители трения, такие как гуаровая смола, производные гуаровой смолы, полиакриламид и полиэтиленоксид. Также обнаружено, что эффективными являются промышленно выпускаемые реагенты, понижающие гидравлическое сопротивление, такие как продаются компанией Сопосо 1пс. под торговой маркой СОК, как описано в патенте США № 3692676 (СиВег е! а1.), включенном сюда путем ссылки, или реагенты, понижающие гидравлическое сопротивление, такие как продаваемые компанией СВетВпк под торговыми марками РЬО 1003, 1004, 1005 & 1008.

Водная среда, используемая в вариантах воплощения изобретения, может быть пресной водой, соленой водой, морской водой, натуральным или искусственным соляным раствором или любой другой водной жидкостью, которая не вступает негативным образом в реакцию с другими компонентами агента для регулирования потерь жидкости, что влияет на его эксплуатационные свойства. В тех вариантах воплощения изобретения, где водной средой является соляной раствор, соляной раствор представляет собой воду, содержащую неорганическую соль или органическую соль. Предпочтительные неорганические соли включают галоиды щелочных металлов, более предпочтительно хлорид калия. Фаза носителя соляного раствора также может включать органическую соль, более предпочтительно формиат натрия или калия. Предпочтительные двухвалентные соли включают галоиды кальция, более предпочтительно хлорид кальция или бромид кальция. Также можно использовать бромид натрия, бромид калия или бромид цезия. Соль выбирают из соображений совместимости, то есть, если для бурового раствора газонефтеносного пласта используют определенную фазу соляного раствора, то во флюиде, используемом при за- 7 027700 канчивании/очистке, выбирают такую же фазу соляного раствора.

Соответственно подходящие соляные растворы включают КС1, ЫаС1, ЫаВг, СаС1₂, СаВг₂ и СаС1₂/СаВг₂ соляные растворы. Можно использовать широкий диапазон плотностей соляных растворов (от приблизительно 9 до приблизительно 14,8 фунт/галлон). Другие подходящие соляные растворы включают ΝΗ.·|0. МдС1₂ и/или ΖπΒγ₃ соляные растворы и морскую воду.

Во флюиды, используемые в вариантах воплощения изобретения, может быть включен волокнистый компонент, чтобы получить ряд свойств, включая улучшение суспензии частиц, способности частиц к транспортированию и стабильность газовой фазы. Используемые волокна могут быть гидрофильными или гидрофобными по своей природе, но гидрофильные волокна являются предпочтительными. Волокнами может быть любой волокнистый материал, такой как, но необязательно ограничиваясь ими, природные органические волокна, измельченные растительные материалы, синтетические полимерные волокна (не имеющие ограничительного характера примеры включают полиэстер, полиарамид, полиамид, новолоид или полимер новолоидного типа), фибриллированные синтетические органические волокна, керамические волокна, неорганические волокна, металлические волокна, металлические нити, углеродные волокна, стеклянные волокна, керамические волокна, натуральные полимерные волокна и любые их смеси. Особенно подходящими волокнами являются полиэфирные волокна с покрытием для придания им большей гидрофильности, такие как, но не ограничиваясь ими, полиэтилентерефталатные (ПЭТФ) волокна ΌΑΟΚΟΝ®, предлагаемые 1иу181а Согр. νίοΗιΙη, Канзас, США, 67220. Другие примеры волокон, которые можно использовать, включают, но не ограничиваются ими, полиэфирные волокна на основе полимолочной кислоты, полиэфирные волокна на основе полигликолевой кислоты, волокна на основе поливинилового спирта и тому подобное. При использовании во флюидах настоящего изобретения волокнистый компонент может быть включен при концентрациях от приблизительно 1 до приблизительно 15 г/л состава, предпочтительно концентрация волокон составляет от приблизительно 2 до приблизительно 12 г/л состава и более предпочтительно от приблизительно 2 до приблизительно 10 г/л состава.

Другие добавки и химические реагенты, известные специалистам в этой области как обычно применяемые в нефтепромыслах, можно использовать в настоящем изобретении. Они включают, но не обязательно ограничиваясь ими, такие материалы как поверхностно-активные вещества, разжижительные средства, поглотители кислорода, спирты, ингибиторы отложения солей, ингибиторы коррозии, добавки для снижения поглощения бурового раствора, бактерицидные средства и тому подобное. Также они могут включать вспомогательное поверхностно-активное вещество, способное оптимизировать вязкость или минимизировать образование стабильных эмульсий, которые содержат компоненты сырой нефти, или полисахарид или химически модифицированный полисахарид, другой полимер, такой как целлюлоза, производные целлюлозы, гуаровую смолу, производные гуаровой смолы, ксантановую смолу, или синтетические полимеры, такие как полиакриламиды и сополимеры полиакриламида, а также биоциды, такие как 2,2-дибром-З-нитрилопропионамин.

Агент для регулирования потерь жидкости настоящего изобретения можно использовать во время различных операций, связанных с бурением скважины, включая гидравлический разрыв, набивку гравия, обычно в буровых растворах, флюидах для очистки ствола скважины, флюидах для регулирования потерь жидкости, флюидах для глушения скважины, буферных растворах, промывных флюидах, толкателях и/или носителях для материалов, таких как ингибиторы отложения солей, парафина и асфальтена.

Регулирование рН рН агента для регулирования потерь жидкости можно использовать для управления периодом времени солюбилизации. рН агента для регулирования потерь жидкости можно корректировать путем введения различных агентов регулирования рН. Подходящие агенты регулирования рН включают натрия, калия и аммония сесквикарбонаты, оксалаты, карбонаты, гидроксиды, бикарбонаты и органические карбоксилаты, такие как ацетаты и полиацетаты. Примеры включают сесквикарбонат натрия, карбонат натрия и гидроксид натрия. Также можно использовать растворимые оксиды, включая медленно растворяющиеся оксиды, такие как МдО. Также можно использовать амины и олигомерные амины, такие как алкиламины, гидроксиалкиламины, анилины, пиридины, пиримидины, хинолины и пирролидины, например, триэтаноламин и тетраэтиленпентамин. Выбор агента регулирования рН зависит частично от желаемого периода времени солюбилизации, используемого хелатообразующего агента, концентрации и/или состава используемого агента повышения вязкости и/или состава и/или концентрации используемых закупоривающих твердых частиц.

рН агента для регулирования потерь жидкости настоящего изобретения больше чем или равен приблизительно 1 и меньше чем или равен приблизительно 14. В этом диапазоне рН агента для регулирования потерь жидкости предпочтительно больше чем или равен приблизительно 2, предпочтительно больше чем или равен приблизительно З, предпочтительно больше чем или равен приблизительно 4, предпочтительно больше чем или равен приблизительно 5, предпочтительно больше чем или равен приблизительно 6, предпочтительно больше чем или равен приблизительно 7. Также в этом диапазоне рН предпочтительно меньше чем или равен приблизительно 12, предпочтительно меньше чем или равен приблизительно 11, предпочтительно меньше чем или равен приблизительно 10, предпочтительно меньше чем

- 8 027700 или равен приблизительно 9, предпочтительно меньше чем или равен приблизительно 8, предпочтительно меньше чем или равен приблизительно 7,5.

В одном варианте воплощения изобретения рН находится в диапазоне от приблизительно 2 до приблизительно 4,5. В другом варианте воплощения изобретения рН находится в диапазоне от приблизительно 6 до 8. В еще другом варианте воплощения изобретения рН находится в диапазоне от приблизительно 7,5 до приблизительно 9.

Регулирование потерь жидкости

Агент для регулирования потерь жидкости настоящего изобретения можно использовать для того, чтобы свести к минимуму и/или исключить поглощение флюида как часть, в других отношениях, обычного бурового раствора или как реагент для снижения поглощения. Как указано выше, концентрация и состав хелатообразующего агента, концентрация и состав агента повышения вязкости, концентрация и состав закупоривающих твердых частиц и/или рН агента для регулирования потерь жидкости, среди других переменных, позволяют регулировать время, в течение которого закупоривающие твердые частицы остаются определенного размера и концентрации. Управление этими параметрами позволяет использовать агент для регулирования потерь жидкости настоящего изобретения как реагент для снижения поглощения и/или как временное запечатывание пласта. Закупоривающие твердые частицы на поверхности пласта предпочтительно являются сортированными по размеру, чтобы создавать фильтрационную корку, препятствующую флюиду входить в или выходить из пористой среды. Образование корки в любом случае является эффективным путем регулирования потерь жидкости. Механизм очистки запечатанного пласта основан на солюбилизации закупоривающих твердых частиц с помощью хелатообразующего агента в период солюбилизации.

Хотя не существует единого мнения о точной взаимосвязи размера частиц, диаметра пор и закупоривания, здесь используются следующие указания. Ожидается, что частицы с диаметрами больше, чем приблизительно одна треть (хотя некоторые исследователи говорят, что до половины) диаметра порового канала, осаждаются на или возле поверхности пласта. Ожидается, что частицы меньше, чем эти, но больше, чем приблизительно одна седьмая диаметра порового канала, входят в пласт и захватываются им, и образуют внутреннюю фильтрационную корку. Ожидается, что частицы меньше, чем приблизительно одна седьмая диаметра порового канала, проходят через пласт без существенного воздействия: на поток. Следует понимать, что существуют другие важные факторы, такие как распределения частиц и пор по размерам, скорость потока, концентрация частиц и форма частиц.

Период времени солюбилизации составляет от приблизительно 1 (ч) до приблизительно 1 недели или больше, что считается от момента времени рассеивания агента (реагента) для регулирования потерь жидкости до момента времени, когда поток флюида возвращается к своему обычному состоянию потока флюида на 90 и до 100%. В этом диапазоне период времени солюбилизации предпочтительно больше чем или равен приблизительно 8 ч, предпочтительно больше чем или равен приблизительно 16 ч, еще более предпочтительно больше чем или равен приблизительно 24 ч. Также в этом диапазоне период времени солюбилизации предпочтительно меньше чем или равен приблизительно 72 ч, предпочтительно меньше чем или равен приблизительно 48 ч, еще более предпочтительно меньше чем или равен приблизительно 36 часам. Конечно, период времени солюбилизации зависит от операции, выполняемой в скважине. Таким образом, период времени солюбилизации можно корректировать, как описано здесь, чтобы обеспечить возврат потока флюида к своему обычному состоянию на 90% и до 100%, ко времени, определяемому конкретными операциями в стволе скважины или выполняемыми обработками.

Способ обработки скважины

Способы обработки скважины согласно настоящему изобретению включают этапы закачивания в скважину агента для регулирования потерь жидкости, например, реагента для снижения водопоглощения, включающего хелатообразующий агент, агент повышения вязкости и несколько, по меньшей мере, из частично нерастворимых закупоривающих твердых частиц, диспергированных в нем, где хелатообразующий агент является эффективным в отношении, по меньшей мере, частичной солюбилизации по меньшей мере части закупоривающих твердых частиц в течение периода времени солюбилизации для последующего значительного растворения закупоривающих твердых частиц, где период времени солюбилизации регулируется концентрацией агента повышения вязкости, концентрацией хелатообразующего агента, составом соли металла, рН агента для регулирования потерь жидкости или их комбинацией.

Примеры

Следующие примеры описывают варианты воплощения настоящего изобретения и предлагаются для доказательных целей и не предназначены для дополнительного ограничения объема настоящего описания.

Для приготовления образцов использовали следующие компоненты.

Патентоспособный образец и сравнительный образец готовили так, чтобы получить 15 мас.% закупоривающих твердых частиц. Ниже приведены приготовленные образцы.

- 9 027700

	Пример	Сравнительный пример
КС1	8,65	8,65
Пресная вода	8,334	8,334
КС1	8,72	8,72
10,24 ИаВг	10,24	10,24
Карбонат	23,0852	23,0852
Кислый пирофосфат натрия (ЗАРР)	1.0,8342	10,8342
КОН (до РН=5)	1.7,0014	17,0014
РЬО-ТЕОЬ (понизитель потерь жидкости)	12,5010	12,5010
ЕОМВЕ (монобутиловый эфир этиленгликоля)	7,5423	7,5423
ьзтЕистоЕ (деструктор)	9,5841	9,5841
ЕСР-1 986 (моторное масло)	10,8342	10,8342
ЗАРЕ-VI3 003 (жидкий загуститель)	8,8340	8,8340
ЬЗРЕЕЗЕ (диспергатор)	8,1673	8,1673
ЕСР-683 (моторное масло)	16,6680	16,6680
РУ ΝΤ	12,5010	12,5010
ЕСР-979 (моторное масло)	8,1257	8,1257

Базовый соляной раствор готовили, используя 133,8 г сухого ΝπίΊ и 208,1 г моторного масла марки ЕСР-1761.

Конечно, следует понимать, что вышеизложенное относится к предпочтительным вариантам воплощения изобретения и что могут быть сделаны изменения без отступления от сущности и объема настоящего изобретения, изложенного далее в формуле изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ регулирования потерь жидкости в скважине, включающий закачивание в скважину агента для регулирования потерь жидкости, включающего хелатообразующий агент, агент повышения вязкости и множество, по меньшей мере, частично нерастворимых закупоривающих твердых частиц, диспергированных в нем, где закупоривающие твердые частицы содержат металл и присутствуют в агенте для регулирования потерь жидкости в количестве, которое составляет по меньшей мере 10 мас.% от общего веса агента для регулирования потерь жидкости, где хелатообразующий агент является эффективным в отношении, по меньшей мере, частичной солюбилизации по меньшей мере части закупоривающих твердых частиц в течение периода времени солюбилизации для последующего значительного растворения закупоривающих твердых частиц, где период времени солюбилизации регулируется концентрацией агента повышения вязкости, концентрацией хелатообразующего агента, составом соли металла, рН агента для регулирования потерь жидкости или их комбинацией.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что хелатообразующий агент выбран из группы, состоящей из этилендиаминтетрауксусной кислоты, 1,2-бис-(о-аминофенокси)этан^^/№/№-тетрауксусной кислоты, этиленгликольтетрауксусной кислоты, нитрилотриуксусной кислоты, гидроксиэтилиминдиуксусной кислоты, гидроксиэтилэтилендиаминтетрауксусной кислоты, диэтилентриаминпентауксусной кислоты, пропилдиаминтетрауксусной кислоты, Б-глутаминовой кислоты Ν,Ν-диуксусной кислоты, циклогексилендиаминтетрауксусной кислоты, аминополиметиленфосфоновых кислот, этанолдиглицина, яблочной кислоты, виннокаменной кислоты, лимонной кислоты, полных и/или частичных солей следующих кислот и их комбинаций.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что хелатообразующим агентом является К₃ЭДТА.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что рН агента для регулирования потерь жидкости меньше чем 7.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что рН агента для регулирования потерь жидкости больше чем 7.

- 10 027700
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что хелатообразующий агент присутствует в количестве, которое составляет по меньшей мере 5 мас.% от общего веса агента для регулирования потерь жидкости.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что, по меньшей мере, частично нерастворимые закупоривающие твердые частицы являются сортированными по размеру, чтобы создавать фильтрационную корку на поверхности пласта, через который проходит скважина.
8. Способ по п.7, отличающийся тем, что, по меньшей мере, частично нерастворимые закупоривающие твердые частицы имеют диаметр, который составляет по меньшей мере одну седьмую диаметра порового канала пласта.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что период времени солюбилизации определяется как период времени от момента времени, когда агент для регулирования потерь жидкости закачивается, до момента времени, когда поток флюида в скважине возвращается к своему обычному состоянию потока флюида на 90% и до 100%.
10. Агент для регулирования потерь жидкости, включающий хелатообразующий агент, агент повышения вязкости и множество, по меньшей мере, частично нерастворимых закупоривающих твердых частиц, диспергированных в нем, где закупоривающие твердые частицы содержат металл и присутствуют в агенте для регулирования потерь жидкости в количестве, которое составляет по меньшей мере 10 мас.% от общего веса агента для регулирования потерь жидкости, где хелатообразующий агент является эффективным в отношении, по меньшей мере, частичной солюбилизации по меньшей мере части закупоривающих твердых частиц в течение периода времени солюбилизации и где период времени солюбилизации регулируется концентрацией агента повышения вязкости, концентрацией хелатообразующего агента, составом соли металла, рН агента для регулирования потерь жидкости или их комбинацией.
11. Агент для регулирования потерь жидкости по п.10, отличающийся тем, что хелатообразующий агент выбран из группы, состоящей из этилендиаминтетрауксусной кислоты, 1,2-бис-(о-аминофенокси)этан-Н,Ы,№,№-тетрауксусной кислоты, этиленгликольтетрауксусной кислоты, нитрилотриуксусной кислоты, гидроксиэтилиминдиуксусной кислоты, гидроксиэтилэтилендиаминтетрауксусной кислоты, диэтилентриаминпентауксусной кислоты, пропилдиаминтетрауксусной кислоты, Ь-глутаминовой кислоты Ν,Ν-диуксусной кислоты, циклогексилендиаминтетрауксусной кислоты, аминополиметиленфосфоновых кислот, этанолдиглицина, яблочной кислоты, виннокаменной кислоты, лимонной кислоты, полных и/или частичных солей следующих кислот и их комбинаций.
12. Агент для регулирования потерь жидкости по п.10, отличающийся тем, что хелатообразующим агентом является К₃ЭДТА.
13. Агент для регулирования потерь жидкости по п.10, отличающийся тем, что рН агента для регулирования потерь жидкости меньше чем 7.
14. Агент для регулирования потерь жидкости по п.10, отличающийся тем, что рН агента для регулирования потерь жидкости больше чем 7.
15. Агент для регулирования потерь жидкости по п.10, отличающийся тем, что хелатообразующий агент присутствует в количестве, которое составляет по меньшей мере 5 мас.% от общего веса агента для регулирования потерь жидкости.
16. Агент для регулирования потерь жидкости по п.10, отличающийся тем, что период времени солюбилизации определяется как период времени от момента времени, когда агент для регулирования потерь жидкости закачивается, до момента времени, когда поток флюида в скважине возвращается к своему обычному состоянию потока флюида на 90% и до 100%.