EA031903B1

EA031903B1 - Methods of preventing emulsification of crude oil in well bore treatment fluids

Info

Publication number: EA031903B1
Application number: EA201590499A
Authority: EA
Inventors: Филип У. Ливанек; Грегори П. Перез; Джей П. Девилль
Original assignee: Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк.
Priority date: 2012-10-11
Filing date: 2013-10-10
Publication date: 2019-03-29
Also published as: EP2906660A4; AU2013329180A1; AU2013329180B2; EA201590499A1; EP2906660A1; WO2014059167A1; MX2015004318A; MX369071B; CA2886931A1; BR112015007806A2; AR092926A1

Abstract

Настоящее изобретение относится к способу предотвращения эмульгирования сырой нефти в жидкости для обработки на водной основе и способам обработки сырой нефти. В частности, способ предотвращения эмульгирования сырой нефти в жидкости для обработки на водной основе включает контактирование сырой нефти в стволе скважины с жидкостью для обработки на водной основе, содержащей стирол-акрилатный сополимер в количестве от 1 до 70% от объема жидкости для обработки на водной основе, причем плотность сырой нефти в градусах Американского нефтяного института (АНИ) составляет 10 или более единиц, и взаимодействие стирол-акрилатного сополимера с сырой нефтью в стволе скважины, где указанный стирол-акрилатный сополимер связывает или покрывает сырую нефть так, что сырая нефть не эмульгируется в жидкости для обработки на водной основе.The present invention relates to a method for preventing emulsification of crude oil in a water-based treatment fluid and methods for treating crude oil. In particular, a method of preventing emulsification of crude oil in a water-based treatment fluid includes contacting the crude oil in the wellbore with a water-based treatment fluid containing a styrene-acrylate copolymer in an amount of from 1 to 70% of the volume of the water-based treatment fluid , and the density of crude oil in degrees of the American Petroleum Institute (ANI) is 10 or more units, and the interaction of the styrene-acrylate copolymer with crude oil in the wellbore, where the specified styrene-acrylate with polymer binds or covers crude oil so that the crude oil are not emulsified in the treatment liquid, water-based.

Description

Настоящее изобретение относится к способам для применения в подземных работах. Более конкретно настоящее изобретение относится к способу предотвращения эмульгирования сырой нефти в жидкости для обработки на водной основе и способам обработки сырой нефти.The present invention relates to methods for use in underground work. More specifically, the present invention relates to a method for preventing emulsification of crude oil in a liquid for processing water-based and methods for processing crude oil.

Многие подземные операции включают бурение ствола скважины с поверхности через породы и/или грунт для того, чтобы проникнуть в подземный пласт, содержащий флюиды, пригодные для добычи. В ходе буровых работ и других подземных операций бурильная колонна и/или другое оборудование может входить в контакт с зонами породы и/или грунта, содержащими битум и/или сырую нефть, например тяжелые и легкие (жидкие) углеводороды, асфальт и природные битумы. Во многих таких операциях может оказаться желательным бурить скважину через эти зоны, содержащие битум и/или жидкую сырую нефть. Однако там, где встречаются эти зоны, могут возникнуть проблемы. Например, сырая нефть, находящаяся в этой зоне (зонах), может поступать в скважину и образовывать эмульсию или иным способом диспергироваться в буровом растворе. Такое загрязнение бурового раствора сырой нефтью является проблематичным, поскольку может нежелательно повлиять на свойства бурового раствора, а также создает осложнения с его удалением. Если буровой раствор загрязнен, то может потребоваться применение дополнительных мер предосторожности для удаления сырой нефти из бурового раствора таким образом, чтобы не загрязнять окружающую среду. Для удаления сырой нефти из бурового раствора так, чтобы предотвратить нефтяное загрязнение, были использованы различные методики. По одной из методик для разрушения эмульсии типа масло-в-воде могут быть использованы деэмульгаторы. По другой методике для разрушения эмульсии может быть использовано нагревание. Однако обе эти методики могут быть трудно выполнимы в полевых условиях, поскольку эмульгирование сырой нефти в буровом растворе часто приводит к образованию очень стойких эмульсий, которые трудно разрушить.Many underground operations include drilling a borehole from a surface through rocks and / or soil in order to penetrate an underground formation containing fluids suitable for production. During drilling and other underground operations, the drill string and / or other equipment may come into contact with rock and / or soil zones containing bitumen and / or crude oil, such as heavy and light (liquid) hydrocarbons, asphalt and natural bitumen. In many such operations, it may be desirable to drill a well through these zones containing bitumen and / or liquid crude oil. However, where these areas occur, problems may arise. For example, crude oil located in this zone (s) may enter the well and form an emulsion or otherwise be dispersed in the drilling fluid. Such contamination of the drilling fluid with crude oil is problematic because it can undesirably affect the properties of the drilling fluid, and also creates difficulties in its removal. If the drilling fluid is contaminated, additional precautions may be required to remove crude oil from the drilling fluid in such a way as not to pollute the environment. Various techniques have been used to remove crude oil from the drilling fluid so as to prevent oil pollution. According to one technique, demulsifiers can be used to break an oil-in-water emulsion. By another technique, heat can be used to break the emulsion. However, both of these techniques can be difficult to perform in the field, since emulsification of crude oil in the drilling fluid often leads to the formation of very persistent emulsions that are difficult to break.

Кроме проблем бурения сквозь зоны, содержащие жидкую сырую нефть, могут также возникать проблемы в случае, когда встречается зона или зоны, содержащие битум. Битум является относительно липким веществом, которое может легко прилипать к любой поверхности, с которой оно контактирует, в том числе к поверхностям ствола скважины и/или какого-либо оборудования, использующегося при буровых работах. Битум также может растворяться в многих использующихся в процессе буровых работ синтетических жидкостях для обработки, увеличивающих липкие и адгезионные свойства битума. Если достаточное количество битума прилипает к поверхностям ствола скважины или бурового оборудования, то это может, помимо других проблем, мешать вращению бурильной колонны, препятствовать циркуляции бурового раствора или иным образом снижать эффективность буровой операции. В некоторых случаях может становится необходимым извлечь и/или разобрать бурильную колонну для того, чтобы удалить отложения битума, причем это является процессом, который может создать многочисленные затраты и проблемы безопасности. Аккреция битума на буровом оборудовании и/или в стволе скважины также может препятствовать любым последующим работам в скважине, в том числе цементированию, кислотной обработке пласта, гидроразрыву, борьбе с пескопроявлениями и ремонтным работам. Кроме того, мягкий липкий битум, которому удается достичь поверхности, может загрязнить поверхность оборудования, в том числе оборудования для отделения твердых веществ с помощью сита.In addition to the problems of drilling through zones containing liquid crude oil, problems may also arise when a zone or zones containing bitumen is encountered. Bitumen is a relatively sticky substance that can easily adhere to any surface with which it is in contact, including the surfaces of the wellbore and / or any equipment used in drilling operations. Bitumen can also be dissolved in many synthetic processing fluids used during drilling operations that increase the sticky and adhesive properties of bitumen. If a sufficient amount of bitumen adheres to the surfaces of the wellbore or drilling equipment, this may, among other problems, interfere with the rotation of the drill string, interfere with the circulation of the drilling fluid or otherwise reduce the efficiency of the drilling operation. In some cases, it may become necessary to remove and / or disassemble the drill string in order to remove bitumen deposits, and this is a process that can create numerous costs and safety problems. The accretion of bitumen on drilling equipment and / or in the wellbore can also interfere with any subsequent work in the well, including cementing, acid treatment of the formation, hydraulic fracturing, sand control and repair work. In addition, soft, sticky bitumen that manages to reach the surface can contaminate the surface of equipment, including equipment for separating solids with a sieve.

Существующие способы решения проблем, являющихся результатом поступления битума в скважину, могут быть проблематичными. Некоторые из этих способов включают воздействие увеличения гидростатического давления в стволе скважины таким образом, чтобы вытеснить битум из ствола скважины на поверхность. Однако это увеличение гидростатического давления может привести к повреждению ствола скважины и/или части подземного пласта. Другие общепринятые способы используют жидкости для обработки, содержащие диспергаторы, поверхностно-активные вещества и/или солюбилизаторы, которые дают возможность частицам битума растворяться или гомогенизироваться в такой жидкости. Однако частицы битума не могут быть легко отделены от жидкости, когда они растворяются или гомогенизируются в жидкостях для обработки. Наличие частиц битума в жидкости для обработки может изменить ее реологические свойства и/или суспензионную емкость, что способно ограничить использование этой жидкости в последующих операциях. Кроме того, добавление этих диспергаторов, поверхностно-активных веществ и солюбилизаторов может увеличить сложность и стоимость операции бурения.Existing methods for solving problems arising from the entry of bitumen into the well can be problematic. Some of these methods include the effect of increasing the hydrostatic pressure in the wellbore so as to displace the bitumen from the wellbore to the surface. However, this increase in hydrostatic pressure can lead to damage to the wellbore and / or part of the subterranean formation. Other conventional methods use processing fluids containing dispersants, surfactants and / or solubilizers that allow the bitumen particles to dissolve or homogenize in such a liquid. However, bitumen particles cannot be easily separated from the liquid when they are dissolved or homogenized in the processing fluids. The presence of bitumen particles in the processing fluid can change its rheological properties and / or suspension capacity, which can limit the use of this fluid in subsequent operations. In addition, the addition of these dispersants, surfactants and solubilizers can increase the complexity and cost of the drilling operation.

Краткое описание изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Настоящее изобретение относится к способам для использования в подземных работах. Более конкретно настоящее изобретение относится к способу предотвращения эмульгирования сырой нефти в жидкости для обработки на водной основе и способам обработки сырой нефти.The present invention relates to methods for use in underground operations. More specifically, the present invention relates to a method for preventing emulsification of crude oil in a liquid for processing water-based and methods for processing crude oil.

В одной форме своего осуществления настоящее изобретение относится к способу предотвращения эмульгирования сырой нефти в жидкости для обработки на водной основе, который включает контактирование сырой нефти в стволе скважины с жидкостью для обработки на водной основе, которая содержит стирол-акрилатный сополимер в количестве от 1 до 70% от объема жидкости для обработки на водной основе, причем плотность сырой нефти в градусах Американского нефтяного института (АНИ) составляет 10 или более единиц, и взаимодействие стирол-акрилатного сополимера с сырой нефтью в стволе скважины, где указанный стирол-акрилатный сополимер связывает или покрывает сырую нефть так, что сырая нефть не эмульгируется в жидкости для обработки на водной основе.In one form of its implementation, the present invention relates to a method for preventing emulsification of crude oil in a water-based treatment fluid, which comprises contacting the crude oil in the wellbore with a water-based treatment fluid that contains a styrene-acrylate copolymer in an amount of from 1 to 70 % of the volume of liquid for water-based processing, and the density of crude oil in degrees of the American Petroleum Institute (ANI) is 10 or more units, and the interaction of styrene-acrylate nozzles a crude oil measurement in a wellbore, wherein said styrene-acrylate copolymer binds or covers the crude oil so that the crude oil is not emulsified in a water-based treatment fluid.

- 1 031903- 1 031903

В другой форме своего осуществления настоящее изобретение относится к способу обработки сырой нефти, включающему использование бурового долота для того, чтобы увеличить ствол скважины в подземном пласте, при котором сырая нефть из подземного пласта поступает в ствол скважины, причем плотность сырой нефти в градусах АНИ составляет 10 или более единиц, и циркуляцию бурового раствора на водной основе вокруг бурового долота, причем буровой раствор на водной основе включает водную жидкость и стирол-акрилатный сополимер, где стирол-акрилатный сополимер присутствует в количестве от 1 до 70% от объема бурового раствора на водной основе, и где указанный стиролакрилатный сополимер связывает или покрывает сырую нефть так, что сырая нефть не эмульгируется в буровом растворе на водной основе, и где нефть образует агломераты в буровом растворе на водной основе.In another form of its implementation, the present invention relates to a method for processing crude oil, including the use of a drill bit in order to increase the borehole in the subterranean formation, in which the crude oil from the subterranean formation enters the wellbore, the density of crude oil in degrees ANI of 10 or more units, and circulating a water-based drilling fluid around the drill bit, wherein the water-based drilling fluid includes an aqueous fluid and a styrene-acrylate copolymer, where styrene-acrylate the copolymer is present in an amount of 1 to 70% of the volume of the water-based drilling fluid, and wherein said styrene acrylate copolymer binds or covers the crude oil so that the crude oil is not emulsified in the water-based drilling fluid, and where the oil forms agglomerates in the drilling fluid on water based.

В другой форме своего осуществления настоящее изобретение относится к способу обработки сырой нефти, включающему использование бурового долота для того, чтобы увеличить ствол скважины в подземном пласте, при котором сырая нефть из подземного пласта поступает в ствол скважины, причем плотность сырой нефти в градусах АНИ составляет 10 или более единиц, и циркуляцию бурового раствора на водной основе вокруг бурового долота, причем буровой раствор на водной основе включает водную жидкость и эмульсию поперечно-сшитого стирол-акрилатного сополимера в количестве от 1 до 70% от объема бурового раствора на водной основе, чтобы предотвратить эмульгирование сырой нефти, и пропускание бурового раствора на водной основе через сито таким образом, чтобы удалить сырую нефть из бурового раствора на водной основе.In another form of its implementation, the present invention relates to a method for processing crude oil, including the use of a drill bit in order to increase the borehole in the subterranean formation, in which the crude oil from the subterranean formation enters the wellbore, the density of crude oil in degrees ANI of 10 or more units, and circulating the water-based drilling fluid around the drill bit, the water-based drilling fluid comprising an aqueous fluid and an emulsion of cross-linked styrene-acrylate co an olimer in an amount of from 1 to 70% of the volume of the water-based drilling fluid to prevent emulsification of the crude oil, and passing the water-based drilling fluid through a sieve so as to remove the crude oil from the water-based drilling fluid.

Отличительные признаки и преимущества настоящего изобретения будут очевидны специалистам в данной области техники. Несмотря на то, что специалистами в данной области могут быть сделаны многочисленные изменения, такие изменения находятся в пределах сущности настоящего изобретения.Distinctive features and advantages of the present invention will be apparent to those skilled in the art. Although numerous changes can be made by those skilled in the art, such changes are within the spirit of the present invention.

Подробное описание изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

Настоящее изобретение относится к способам для использования в подземных работах. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способу предотвращения эмульгирования сырой нефти в жидкости для обработки на водной основе и способам обработки сырой нефти.The present invention relates to methods for use in underground operations. More specifically, the present invention relates to a method for preventing emulsification of crude oil in a liquid for processing water-based and methods for processing crude oil.

Примеры жидкостей для обработки.Examples of processing fluids.

Жидкости для обработки по настоящему изобретению, как правило, содержат водную жидкость и стирол-акрилатный сополимер. Термин жидкость для обработки в значении, использующемся в настоящем изобретении, относится к любой жидкости, которая может быть использована для подземного применения в связи с целевой функцией и/или для заданной цели. Термин жидкость для обработки не подразумевает какого-либо специфического действия со стороны жидкости или любого ее компонента. Жидкости для обработки могут быть использованы, например, для бурения, заканчивания скважины, текущего подземного ремонта, гидроразрыва, ремонтных работ или какого-либо вида подготовки скважины для извлечения материалов, постоянно присутствующих в подземном пласте, в который проникает ствол скважины. Примеры жидкостей для обработки включают без ограничений цементные композиции, буровые растворы, вытесняющие жидкости и жидкости для освобождения прихваченной колонны.The treatment fluids of the present invention typically comprise an aqueous liquid and a styrene-acrylate copolymer. The term treatment fluid, as used in the present invention, refers to any fluid that can be used for underground use in connection with an objective function and / or for a given purpose. The term treatment fluid does not imply any specific action on the part of the fluid or any component thereof. Processing fluids can be used, for example, for drilling, completion, routine repair, hydraulic fracturing, repair work, or some kind of preparation of a well to extract materials that are constantly present in the subterranean formation into which the wellbore penetrates. Examples of treatment fluids include, but are not limited to, cementitious compositions, drilling fluids, displacement fluids, and fluids to release stuck columns.

Как правило, может быть использован любой стирол-акрилатный сополимер, который способен эмульгироваться в водной жидкости. Полимерный материал может быть ионными или неионными по природе. В некоторых формах осуществления настоящего изобретения стирол-акрилатные сополимеры могут взаимодействовать с постоянно присутствующим в скважине битумом так, что свойства битума изменяются. В некоторых формах осуществления изобретения полимер может связывать или покрывать битум так, что битум становится менее липким. В некоторых формах осуществления изобретения полимер может связывать или покрывать сырую нефть так, что сырая нефть не эмульгируется в жидкости для обработки. Таким образом, полимер (или полимеры, когда используется более одного стиролакрилатного сополимера) должны быть добавлены к стволу скважины в количестве достаточном для обработки битума и/или сырой нефти в стволе скважины в соответствии с формами осуществления настоящего изобретения.As a rule, any styrene-acrylate copolymer which is capable of emulsifying in an aqueous liquid can be used. The polymeric material may be ionic or non-ionic in nature. In some embodiments of the present invention, styrene-acrylate copolymers can react with bitumen continuously present in the well so that the properties of the bitumen change. In some embodiments of the invention, the polymer may bind or coat bitumen so that the bitumen becomes less sticky. In some embodiments, the polymer may bind or coat crude oil so that the crude oil is not emulsified in the treatment fluid. Thus, the polymer (or polymers when more than one styrene acrylate copolymer is used) must be added to the wellbore in an amount sufficient to process bitumen and / or crude oil in the wellbore in accordance with embodiments of the present invention.

В некоторых формах осуществления настоящего изобретения концентрация стирол-акрилатного сополимера в жидкости для обработки может быть по меньшей мере примерно от 1% от объема жидкости и вплоть до такого количества, что стирол-акрилатные сополимеры будут выпадать в осадок из этой жидкости. В некоторых формах осуществления изобретения концентрация стирол-акрилатного сополимера в жидкости для обработки может быть в диапазоне примерно от 1 до примерно 70% от объема жидкости. В некоторых формах осуществления настоящего изобретения концентрация стирол-акрилатного сополимера в жидкости для обработки может быть в диапазоне примерно от 1 до примерно 10% от объема жидкости. В некоторых формах осуществления изобретения стирол-акрилатный сополимер может быть добавлен к жидкости для обработки или введен непосредственно в ствол скважины в виде латексной эмульсии или в виде диспергированных частиц. Например, могут быть использованы эмульсии стирол-акрилатного сополимера. В некоторых формах осуществления настоящего изобретения латексные эмульсии могут быть поперечно-сшитыми. Специалист в данной области техники, извлекающий пользу из настоящего изобретения, может сам определить соответствующую концентрацию стирол-акрилатного сополимера в жидкости для конкретного применения.In some embodiments of the present invention, the concentration of styrene-acrylate copolymer in the treatment fluid may be at least about 1% of the volume of the fluid, and up to such an amount that styrene-acrylate copolymers will precipitate from this fluid. In some embodiments, the concentration of styrene-acrylate copolymer in the treatment fluid may range from about 1 to about 70% by volume of the fluid. In some embodiments, the concentration of styrene-acrylate copolymer in the treatment fluid may be in the range of about 1 to about 10% by volume of the fluid. In some embodiments, the styrene-acrylate copolymer may be added to the treatment fluid or introduced directly into the wellbore in the form of a latex emulsion or in the form of dispersed particles. For example, styrene-acrylate copolymer emulsions can be used. In some embodiments of the present invention, the latex emulsions may be crosslinked. One skilled in the art, benefiting from the present invention, may himself determine the appropriate concentration of styrene-acrylate copolymer in the liquid for a particular application.

- 2 031903- 2 031903

Примеры стирол-акрилатных сополимеров, которые могут быть пригодны для использования в жидкостях для обработки по настоящему изобретению могут включать без ограничений сополимеры, полученные из стирола и акрилата. В некоторых формах осуществления настоящего изобретения стиролакрилатные сополимеры могут включать стирол-акрилатные сополимеры и смешанные сополимеры, которые включают по меньшей мере одно соединение из стирола, замещенного стирола и любого их производного, и по меньшей мере одно соединение из акрилата, метакрилата, этилакрилата, пропилакрилата, бутилакрилата, трет-бутилакрилата, н-гидроксиэтилметакрилата, акрилата калия, пентабромбензилакрилата, метилметакрилата, этилметакрилата, н-нитрофенилакрилата, метил-2-(ацилоксиметил)акрилата, циклогексилакрилата, н-этилгексилакрилата и любого их производного. Пример подходящего стиролакрилатного сополимера включает стирол-метакрилатный сополимер. Комбинации подходящих стиролакрилатных сополимеров также могут быть пригодны для некоторых форм осуществления настоящего изобретения.Examples of styrene-acrylate copolymers that may be suitable for use in the processing fluids of the present invention may include, without limitation, copolymers derived from styrene and acrylate. In some embodiments of the present invention, styrene acrylate copolymers may include styrene acrylate copolymers and mixed copolymers that include at least one compound of styrene, substituted styrene and any derivative thereof, and at least one compound of acrylate, methacrylate, ethyl acrylate, propyl acrylate, butyl acrylate, tert-butyl acrylate, n-hydroxyethyl methacrylate, potassium acrylate, pentabromobenzyl acrylate, methyl methacrylate, ethyl methacrylate, n-nitrophenyl acrylate, methyl 2- (acyloxymethyl) acrylic ata, cyclohexyl acrylate, n-ethylhexyl acrylate and any derivative thereof. An example of a suitable styrene acrylate copolymer includes a styrene methacrylate copolymer. Combinations of suitable styrene acrylate copolymers may also be suitable for certain embodiments of the present invention.

Водная жидкость, использующаяся в жидкостях для обработки по настоящему изобретению может быть пресной водой, дистиллированной водой или соленой водой (например, водой, содержащей одну или более растворенных в ней солей). Стирол-акрилатный сополимер или полимерную эмульсию можно, например, диспергировать в водной жидкости с образованием жидкости для обработки. В некоторых формах осуществления настоящего изобретения жидкость для обработки может представлять собой жидкость на водной основе. Как правило, вода может быть из любого источника при условии, что он не содержит соединений, которые нежелательно влияют на другие компоненты жидкости для обработки.The aqueous liquid used in the treatment fluids of the present invention may be fresh water, distilled water or salt water (for example, water containing one or more salts dissolved therein). The styrene-acrylate copolymer or polymer emulsion can, for example, be dispersed in an aqueous liquid to form a treatment liquid. In some embodiments of the present invention, the treatment fluid may be a water-based fluid. As a rule, water can be from any source, provided that it does not contain compounds that undesirably affect other components of the processing fluid.

Некоторые формы осуществления настоящего изобретения могут необязательно включать в себя поверхностно-активное вещество для того, чтобы способствовать образованию эмульсии и/или суспензии стирол-акрилатных сополимеров. Как правило, любое поверхностно-активное вещество, которое образует эмульсию и/или суспензию стирол-акрилатных сополимеров, может быть использовано в жидкостях по настоящему изобретению. В некоторых формах осуществления настоящего изобретения может быть желательно выбрать такое поверхностно-активное вещество, которое не будет эмульгировать битум, требующий обработки. В некоторых формах осуществления изобретения поверхностно-активные вещества могут присутствовать в количестве, достаточном для образования эмульсии и/или суспензии стирол-акрилатных сополимеров. Это количество может зависеть среди прочего от типа использующегося поверхностно-активного вещества и количества полимера, необходимого для образования эмульсии и/или суспензии. Специалисту в данной области, извлекающему пользу из настоящего изобретения, должны быть понятны тип и количество поверхностно-активного вещества, которое должно быть добавлено для конкретного применения.Some embodiments of the present invention may optionally include a surfactant in order to facilitate the formation of an emulsion and / or suspension of styrene-acrylate copolymers. Typically, any surfactant that forms an emulsion and / or suspension of styrene-acrylate copolymers can be used in the fluids of the present invention. In some embodiments of the present invention, it may be desirable to select a surfactant that will not emulsify the bitumen requiring treatment. In some embodiments, surfactants may be present in an amount sufficient to form an emulsion and / or suspension of styrene-acrylate copolymers. This amount may depend, inter alia, on the type of surfactant used and the amount of polymer required to form an emulsion and / or suspension. One skilled in the art benefiting from the present invention should understand the type and amount of surfactant to be added for a particular application.

В некоторых формах осуществления настоящего изобретения жидкости для обработки по настоящему изобретению могут также содержать дополнительные компоненты для улучшения среди прочего эксплуатационных характеристик стирол-акрилатных сополимеров при специфических применениях. Например, некоторые формы осуществления изобретения могут содержать загуститель для того, чтобы, кроме других целей, способствовать образованию суспензии стирол-акрилатных сополимеров в жидкости для обработки, такой как буровой раствор. Подходящие увеличители вязкости могут включать без ограничений коллоидные вещества (например, глины, такие как бентонит, полимеры, гуаровая камедь), эмульгирующие агенты, диатомит, биополимеры, синтетические полимеры, хитозан, крахмал, желатин или их смеси.In some embodiments of the present invention, the treatment fluids of the present invention may also contain additional components to improve, inter alia, the performance of styrene-acrylate copolymers in specific applications. For example, some forms of the invention may contain a thickening agent in order, among other purposes, to promote the formation of a suspension of styrene-acrylate copolymers in a treatment fluid, such as a drilling fluid. Suitable viscosity enhancers may include, without limitation, colloidal substances (e.g., clays such as bentonite, polymers, guar gum), emulsifying agents, diatomite, biopolymers, synthetic polymers, chitosan, starch, gelatin, or mixtures thereof.

Жидкости для обработки по настоящему изобретению могут необязательно содержать дополнительные добавки для повышения эксплуатационных характеристик жидкости. Жидкости для обработки по настоящему изобретению могут содержать любые дополнительные добавки, которые не взаимодействуют нежелательным образом со стирол-акрилатным сополимером или другими компонентами жидкости. Как правило, дополнительные добавки не должны эмульгировать или растворять битум и/или сырую нефть при обработке. Жидкости для обработки, использующиеся в способах по настоящему изобретению, могут необязательно содержать любое число дополнительных добавок, включая без ограничений соли, поверхностно-активные вещества, дополнительные добавки для снижения водоотдачи, газ, азот, диоксид углерода, поверхностно-модифицирующие вещества, вещества повышающие липкость, пенообразователи, дополнительные ингибиторы коррозии, ингибиторы образования отложений, катализаторы, стабилизаторы глин, биоциды, понизители трения, антивспениватели, закупоривающие агенты, диспергаторы, флокулянты, поглотители H₂S, поглотители СО₂, поглотители кислорода, смазывающие вещества, загустители, понизители вязкости, утяжелители (например, барит), модификаторы относительной проницаемости, смолы, материалы в виде частиц (например, частицы расклинивающего агента), смачивающие агенты, улучшающие фактуру покрытия средства и т.п. Например, утяжелители могут быть использованы в буровом растворе с целью обеспечить плотность, достаточную для того, чтобы, например, контролировать пластовые давления. В некоторых формах осуществления настоящего изобретения буровой раствор может иметь плотность в диапазоне примерно от 7,5 фунтов на галлон (фунт/галлон) (898,7 кг/м³) до примерно 18 фунт/галлон (2156,9 кг/м³) и альтернативно от примерно 12 фунт/галлон (1437,9 кг/м³) до примерно 18 фунт/галлон (2156,9 кг/м³). Специалист в данной области техники, извлекающий пользу из настоящего изобретения, сможет сам определить, какие дополнительные добавки являются подходящиThe treatment fluids of the present invention may optionally contain additional additives to enhance fluid performance. The treatment fluids of the present invention may contain any additional additives that do not undesirably interact with the styrene-acrylate copolymer or other liquid components. As a rule, additional additives should not emulsify or dissolve bitumen and / or crude oil during processing. The treatment fluids used in the methods of the present invention may optionally contain any number of additional additives, including without limitation salts, surfactants, additional additives to reduce water loss, gas, nitrogen, carbon dioxide, surface-modifying substances, tackifiers , foaming agents, additional corrosion inhibitors, scale inhibitors, catalysts, clay stabilizers, biocides, friction reducers, antifoams, clogging agents nts, dispersants, flocculants, H ₂ S absorbents, CO ₂ absorbers, oxygen absorbers, lubricants, thickeners, viscosity reducers, weighting agents (e.g. barite), relative permeability modifiers, resins, particulate materials (e.g. proppant particles) wetting agents, improving the texture of the coating means, etc. For example, weighting agents can be used in drilling fluid to provide a density sufficient to, for example, control reservoir pressures. In some embodiments of the present invention, the drilling fluid may have a density in the range of about 7.5 pounds per gallon (lb / gallon) (898.7 kg / m ³ ) to about 18 pounds / gallon (2156.9 kg / m ³ ) and alternatively, from about 12 lb / gallon (1437.9 kg / m ³ ) to about 18 lb / gallon (2156.9 kg / m ³ ). One of skill in the art, benefiting from the present invention, will be able to determine for himself which additional additives are suitable.

- 3 031903 ми для конкретного применения.- 3,031,903 mi for a specific application.

Пример способов обработки сырой нефти.An example of crude oil processing methods.

В некоторых формах осуществления настоящего изобретения жидкость для обработки может быть использована для обработки сырой нефти в стволе скважины. Следует понимать, что термины сырая нефть и жидкая сырая нефть могут быть использованы как взаимозаменяемые. Сырая нефть, как правило, является встречающейся в природе жидкостью, которая может содержать различные количества парафинов, нафтенов, ароматических веществ и/или асфальтенов. Сырую нефть следует отличать от вышеупомянутого битума, поскольку сырая нефть имеет плотность в градусах АНИ выше, чем примерно 10 или более, а битум имеет плотность в градусах АНИ меньше, чем 10. В некоторых случаях в сырой нефти может быть растворен природный газ. Сырую нефть могут добывать из скважин, пробуренных в поверхности Земли. Обработка встречающейся в стволе скважины сырой нефти при помощи жидкостей для обработки, таких как буровые растворы, может привести к эмульгированию сырой нефти в такой жидкости, что нежелательно влияет на свойства этой жидкости и вызывает проблемы с ее удалением.In some embodiments of the present invention, the treatment fluid may be used to process the crude oil in the wellbore. It should be understood that the terms crude oil and liquid crude oil can be used interchangeably. Crude oil, as a rule, is a naturally occurring liquid, which may contain various amounts of paraffins, naphthenes, aromatic substances and / or asphaltenes. Crude oil should be distinguished from the aforementioned bitumen because crude oil has a density in degrees of API greater than about 10 or more, and bitumen has a density in degrees of API less than 10. In some cases, natural gas can be dissolved in the crude oil. Crude oil can be produced from wells drilled on the surface of the Earth. Processing the crude oil encountered in the wellbore with processing fluids such as drilling fluids can result in emulsification of the crude oil in such a fluid, which undesirably affects the properties of the fluid and causes problems with its removal.

В соответствии с представленными формами осуществления настоящего изобретения сырая нефть, встречающаяся в стволе скважины, может быть обработана стирол-акрилатным сополимером. Одним из многих преимуществ настоящего изобретения, большинство из которых не обсуждается или не упоминается в настоящем описании, является то, что сырая нефть, обработанная с помощью композиций и способов, описанных в настоящем изобретении, может не подвергаться эмульгированию в жидкостях для обработки. Более предпочтительно при этом, что сырая нефть может давать агломераты с получением битумообразного вещества, которое является существенно менее липким, чем битум. В результате сырая нефть, обработанная таким образом, может поддаваться отделению при помощи сита от жидкости для обработки, бурового шлама, битуминозных песков и т. п.In accordance with the presented forms of implementation of the present invention, the crude oil found in the wellbore can be treated with a styrene-acrylate copolymer. One of the many advantages of the present invention, most of which is not discussed or mentioned in the present description, is that crude oil processed using the compositions and methods described in the present invention may not be emulsified in processing fluids. More preferably, the crude oil may agglomerate to give a bitumen-like substance that is substantially less sticky than bitumen. As a result, the crude oil treated in this way can be separated by a sieve from the processing fluid, drill cuttings, tar sands, etc.

Как правило, способы по настоящему изобретению включают предоставление возможности жидкости, содержащей стирол-акрилатный сополимер, взаимодействовать с сырой нефтью в стволе скважины, что может среди прочего привести к образованию сырой нефтью агломератов с целью облегчить удаление сырой нефти из жидкости и предотвратить ее эмульгирование. При взаимодействии стиролакрилатного сополимера с сырой нефтью стирол может вызвать образование сырой нефтью агломератов с получением битумообразного вещества. Поскольку стирол-акрилатный сополимер должен при этом покрывать или инкапсулировать сырую нефть, такое агломерированное вещество является менее липким, чем битум. В тех работах, когда требуется производить бурение через сырую нефть, встречающуюся в процессе бурения ствола скважины, бурение через измененную таким образом сырую нефть может привести к получению агломератов сырой нефти, которые могут быть более эффективно удалены из бурового раствора. Кроме того, сырая нефть, через которую происходит бурение, может быть менее склонна вытекать в ствол скважины или подземный пласт, поскольку пластические свойства этой сырой нефти могут быть изменены. Аналогичным образом в тех случаях, когда стирол-акрилатный сополимер добавляют к буровому раствору, обработанная сырая нефть, которая распределяется по всей поверхности ствола скважины, может способствовать стабилизации ствола скважины. Кроме того, сырая нефть, обработанная при помощи композиций и способов по настоящему изобретению, может быть отделена от жидкости для обработки путем пропускания этой жидкости через сито или аналогичное разделительное устройство.Typically, the methods of the present invention include allowing a fluid containing a styrene-acrylate copolymer to interact with the crude oil in the wellbore, which may, inter alia, lead to the formation of agglomerates of crude oil in order to facilitate the removal of crude oil from the liquid and prevent its emulsification. When the styrene acrylate copolymer reacts with crude oil, styrene can cause the formation of agglomerates by crude oil to produce a bitumen-like substance. Since the styrene-acrylate copolymer must cover or encapsulate crude oil, such an agglomerated substance is less sticky than bitumen. In those operations where it is required to drill through the crude oil encountered during the drilling of the wellbore, drilling through the crude oil modified in this way can lead to the production of agglomerates of crude oil, which can be more effectively removed from the drilling fluid. In addition, the crude oil through which drilling occurs may be less likely to flow into the wellbore or subterranean formation, since the plastic properties of this crude oil can be changed. Similarly, in cases where a styrene-acrylate copolymer is added to the drilling fluid, the processed crude oil, which is distributed over the entire surface of the wellbore, can help to stabilize the wellbore. In addition, crude oil processed using the compositions and methods of the present invention can be separated from the treatment fluid by passing the fluid through a sieve or similar separation device.

В одной форме своего осуществления настоящее изобретение обеспечивает способ, включающий контакт сырой нефти в стволе скважины с жидкостью для обработки, содержащей водную жидкость и стирол-акрилатный сополимер. В таких формах осуществления настоящего изобретения стиролакрилатный сополимер может быть представлен в различных формах выпуска, в том числе без ограничений в эмульсиях, суспензиях, порошках и в любой их комбинации. В некоторых формах осуществления изобретения жидкость для обработки может представлять собой жидкость на водной основе. Введение стирол-акрилатного сополимера в непосредственной близости от желаемой части ствола скважины может быть осуществлено различными способами, известными специалисту в данной области, извлекающему пользу из данного изобретения. Один из примеров такого способа включает нагнетание воды в ствол скважины, при котором стирол-акрилатный сополимер поступает в ствол скважины на переднем фронте этой воды (например, как тампон). В других формах осуществления настоящего изобретения полимер может нагнетаться в скважину, будучи суспендирован в жидкости для обработки (например, в буровом растворе).In one embodiment, the present invention provides a method comprising contacting a crude oil in a wellbore with a treatment fluid comprising an aqueous fluid and a styrene-acrylate copolymer. In such embodiments of the present invention, the styrene acrylate copolymer may be presented in various forms of release, including but not limited to emulsions, suspensions, powders, and any combination thereof. In some embodiments, the treatment fluid may be a water-based fluid. The introduction of styrene-acrylate copolymer in the immediate vicinity of the desired part of the wellbore can be carried out in various ways known to the person skilled in the art, benefiting from this invention. One example of such a method involves injecting water into a wellbore in which a styrene-acrylate copolymer enters the wellbore at the leading edge of the water (for example, like a tampon). In other embodiments of the present invention, the polymer may be injected into the well while suspended in a treatment fluid (e.g., in a drilling fluid).

В некоторых формах осуществления настоящего изобретения стирол-акрилатный сополимер может быть предусмотрен для местной обработки или в виде пачки, когда полимер закачивается в ствол скважины для взаимодействия с сырой нефтью в определенной части ствола скважины. В некоторых формах осуществления изобретения этого типа стирол-акрилатному сополимеру может быть предоставлена возможность взаимодействовать с сырой нефтью в стволе скважины битумом в течение периода времени достаточного, по меньшей мере, для того, чтобы, по меньшей мере частично, уменьшить липкость сырой нефти. При некоторых обстоятельствах это может занять больше, чем примерно 1 ч. В других случаях для того, чтобы снизить тенденцию сырой нефти образовывать эмульсию в буровых растворах на водной основе, будет требоваться больше времени на обработку сырой нефти, что зависит средиIn some embodiments of the present invention, the styrene-acrylate copolymer may be provided for topical processing or in the form of a bundle when the polymer is pumped into the wellbore to interact with crude oil in a specific part of the wellbore. In some embodiments of this type of invention, the styrene-acrylate copolymer may be allowed to interact with the crude oil in the wellbore with bitumen for a period of time sufficient, at least in order to at least partially reduce the stickiness of the crude oil. In some circumstances, this may take more than about 1 hour. In other cases, in order to reduce the tendency of crude oil to form an emulsion in water-based drilling fluids, it will take longer to process the crude oil, which varies among

- 4 031903 прочих факторов от температуры внутри ствола скважины и количества сырой нефти в части ствола скважины, подлежащей обработке. Специалист в данной области техники, извлекающий пользу из настоящего изобретения, сможет сам определить соответствующее количество времени для того, чтобы дать возможность стирол-акрилатному сополимеру взаимодействовать с сырой нефтью. В некоторых формах осуществления настоящего изобретения после того, как стирол-акрилатному сополимеру была дана возможность взаимодействовать с сырой нефтью, эта сырая нефть может быть затем удалена из ствола скважины с помощью любых средств, пригодных для такого применения.- 4,031,903 other factors on the temperature inside the wellbore and the amount of crude oil in the part of the wellbore to be processed. One of skill in the art, benefiting from the present invention, will be able to determine the appropriate amount of time to enable the styrene-acrylate copolymer to interact with the crude oil. In some embodiments of the present invention, after the styrene-acrylate copolymer has been allowed to interact with the crude oil, this crude oil can then be removed from the wellbore by any means suitable for such use.

В некоторых случаях формы осуществления настоящего изобретения могут быть использованы в сочетании с неводными жидкостями для обработки. Такие формы осуществления изобретения, как для местной обработки или пачки, могут быть особенно подходящими для использования в сочетании с жидкостями для обработки на неводной основе, при этом пачка, содержащая стирол-акрилатный сополимер, может быть использована до и/или после применения неводного бурового раствора, который может содержать любое количество органических жидкостей, включая без ограничений минеральные масла, синтетические масла, сложные эфиры, парафиновые масла, дизельное топливо и т.п.In some cases, embodiments of the present invention may be used in combination with non-aqueous treatment fluids. Embodiments of the invention, such as for topical treatment or a pack, may be particularly suitable for use in combination with non-aqueous treatment fluids, wherein a pack containing a styrene-acrylate copolymer can be used before and / or after application of the non-aqueous drilling fluid which may contain any amount of organic liquids, including but not limited to mineral oils, synthetic oils, esters, paraffin oils, diesel fuel, and the like.

В другой форме своего осуществления настоящее изобретение обеспечивает способ, включающий контакт внутри ствола скважины находящейся в этом стволе скважины сырой нефти с жидкостью для обработки, содержащей водную жидкость и стирол-акрилатный сополимер, и предоставление возможности стирол-акрилатному сополимеру взаимодействовать с сырой нефтью в стволе скважины так, чтобы вызвать образование агломератов сырой нефти. В некоторых формах осуществления изобретения этого типа стирол-акрилатному сополимеру может быть дана возможность взаимодействовать с сырой нефтью в течение времени, пока жидкость для обработки присутствует в стволе скважины. Специалист в данной области техники, извлекающий пользу из настоящего описания, сможет сам определить соответствующее количество времени для того, чтобы дать возможность стирол-акрилатному сополимеру взаимодействовать с сырой нефтью так, чтобы, по меньшей мере частично, уменьшить тенденцию сырой нефти к образованию эмульсии. В некоторых формах осуществления изобретения после того, как стиролакрилатному сополимеру была дана возможность взаимодействовать с сырой нефтью, эта сырая нефть может быть затем удалена из ствола скважины с помощью любых средств, пригодных для такого применения.In another form of its implementation, the present invention provides a method comprising contacting inside a wellbore of a crude oil located in that wellbore with a treatment fluid comprising an aqueous fluid and a styrene-acrylate copolymer, and allowing the styrene-acrylate copolymer to interact with the crude oil in the wellbore so as to cause the formation of agglomerates of crude oil. In some embodiments of this type of invention, the styrene-acrylate copolymer may be allowed to interact with the crude oil over time while the treatment fluid is present in the wellbore. One of skill in the art, benefiting from the present description, will be able to determine the appropriate amount of time to allow the styrene-acrylate copolymer to interact with the crude oil so as to at least partially reduce the tendency of the crude oil to form an emulsion. In some forms of the invention, after the styrene acrylate copolymer has been allowed to interact with the crude oil, this crude oil can then be removed from the wellbore by any means suitable for such use.

В другой форме своего осуществления настоящее изобретение обеспечивает способ, включающий размещение жидкости для обработки, содержащей водную жидкость и стирол-акрилатный сополимер, в стволе скважины и мониторинг количества стирол-акрилатного сополимера, присутствующего в жидкости для обработки. Например, когда некоторая часть стирол-акрилатного сополимера в жидкости для обработки получает возможность взаимодействовать с некоторой частью сырой нефти в стволе скважины, упомянутая часть стирол-акрилатного сополимера может быть исчерпана в жидкости для обработки и, таким образом, не может взаимодействовать с дополнительным количеством сырой нефти. По этой причине может оказаться желательным вести мониторинг концентрации стирол-акрилатного сополимера в жидкости для обработки для того, чтобы определить, нужно ли еще его добавлять. В некоторых формах осуществления настоящего изобретения стирол-акрилатный сополимер может быть введен в жидкость для обработки до того, как жидкость для обработки вводится в ствол скважины, например в процессе ее дозирования и смешивания. В некоторых формах осуществления изобретения может быть желательно продолжать добавлять стирол-акрилатный сополимер в жидкость для обработки (например, при смешивании ее на лету) в соответствии с определяемой при мониторинге концентрацией стирол-акрилатного сополимера в жидкости для обработки. В некоторых формах осуществления настоящего изобретения концентрация стирол-акрилатного сополимера в жидкости для обработки может быть мониторирована путем прямого измерения. В некоторых формах осуществления настоящего изобретения концентрация стирол-акрилатного сополимера в жидкости для обработки может быть мониторирована косвенно путем измерения истощения стирол-акрилатного сополимера в жидкости для обработки. Концентрация стиролакрилатного сополимера в жидкости для обработки может быть мониторирована, например, с помощью аналитической спектроскопии полимеров, хроматографии, гравиметрии и количественного осаждения.In another form of its implementation, the present invention provides a method comprising placing a treatment fluid containing an aqueous fluid and a styrene-acrylate copolymer in the wellbore and monitoring the amount of styrene-acrylate copolymer present in the treatment fluid. For example, when some of the styrene-acrylate copolymer in the treatment fluid is able to interact with some of the crude oil in the wellbore, said part of the styrene-acrylate copolymer may be exhausted in the treatment fluid and thus cannot interact with additional crude oil. For this reason, it may be desirable to monitor the concentration of styrene-acrylate copolymer in the treatment fluid in order to determine whether it is still to be added. In some embodiments of the present invention, a styrene-acrylate copolymer may be introduced into the treatment fluid before the treatment fluid is introduced into the wellbore, for example during dosing and mixing. In some embodiments, it may be desirable to continue adding the styrene-acrylate copolymer to the treatment fluid (for example, by mixing it on the fly) in accordance with the monitoring concentration of the styrene-acrylate copolymer in the treatment fluid. In some embodiments of the present invention, the concentration of styrene-acrylate copolymer in the treatment fluid can be monitored by direct measurement. In some embodiments, the concentration of styrene-acrylate copolymer in the treatment fluid can be indirectly monitored by measuring the depletion of the styrene-acrylate copolymer in the treatment fluid. The concentration of styrene acrylate copolymer in the treatment fluid can be monitored, for example, by analytical polymer spectroscopy, chromatography, gravimetry and quantitative precipitation.

Другая форма осуществления изобретения предусматривает способ бурения ствола скважины, включающий использование бурового долота для того, чтобы увеличить ствол скважины, и циркуляцию бурового раствора вокруг бурового долота для удаления оттуда бурового шлама, причем этот буровой раствор содержит водную жидкость и стирол-акрилатный сополимер. В некоторых формах осуществления настоящего изобретения буровой раствор может представлять собой буровой раствор на водной основе. В некоторых формах осуществления изобретения в стволе скважины может присутствовать сырая нефть, и стирол-акрилатному сополимеру может быть дана возможность взаимодействовать с сырой нефтью так, что сырая нефть образует агломераты в буровом растворе. В некоторых формах осуществления настоящего изобретения после того, как стирол-акрилатному сополимеру была дана возможность взаимодействовать с сырой нефтью, эта сырая нефть может быть затем удалена из ствола скважины с помощью любых средств, пригодных для такого применения. Например, буровой раствор может быть удален из ствола скважины и пропущен через сито для того, чтобы удалить сырую нефть из бурового раствора.Another embodiment of the invention provides a method for drilling a borehole, comprising using a drill bit to enlarge the borehole, and circulating the drilling fluid around the drill bit to remove drill cuttings, the drilling fluid containing an aqueous fluid and a styrene-acrylate copolymer. In some embodiments of the present invention, the drilling fluid may be an aqueous based drilling fluid. In some embodiments of the invention, crude oil may be present in the wellbore, and the styrene-acrylate copolymer may be allowed to interact with the crude oil so that the crude oil forms agglomerates in the drilling fluid. In some embodiments of the present invention, after the styrene-acrylate copolymer has been allowed to interact with the crude oil, this crude oil can then be removed from the wellbore by any means suitable for such use. For example, the drilling fluid may be removed from the wellbore and passed through a sieve in order to remove crude oil from the drilling fluid.

- 5 031903- 5,031,903

Для облегчения лучшего понимания настоящего изобретения ниже приведены примеры конкретных форм осуществления изобретения. Следующие ниже примеры ни в коем случае нельзя расценивать как ограничивающие или определяющие весь объем изобретения.To facilitate a better understanding of the present invention, examples of specific embodiments of the invention are given below. The following examples should in no way be construed as limiting or defining the entire scope of the invention.

Примеры.Examples.

Пример 1Example 1

Некоторые формы осуществления настоящего изобретения были испытаны в жидкости на водной основе, как показано в табл. 1. _______________________________________Some forms of implementation of the present invention were tested in a liquid based on water, as shown in the table. 1. _______________________________________

Таблица 1: Базовая жидкость 1 Table 1: Base fluid 1 Пресная вода (фунт/баррель) Fresh water (lb / barrel) 345,8 345.8 Ксантановая камедь (фунт/баррель) Xanthan gum (lb / barrel) 0,701 0.701 Крахмал (фунт/баррель) Starch (lb / barrel) 4,206 4,206 Целлюлоза (фунт/баррель) Cellulose (lb / barrel) 0,701 0.701 Каустическая сода (фунт/баррель) Caustic Soda (lb / barrel) 0,05 0.05

Также был составлена жидкость на неводной основе, как показано в табл. 2.A non-aqueous basis fluid was also formulated, as shown in Table. 2.

Таблица 2: Базовая жидкость 2 Table 2: Base fluid 2 Синтетическое базовое масло (фунт/баррель) Synthetic base oil (lb / barrel) 131,45 131.45 Эмульгатор на основе жирной кислоты - (фунт/баррель) Fatty Acid Emulsifier - (lb / barrel) 10 10 Пресная вода (фунт/баррель) Fresh water (lb / barrel) 84,12 84.12 Известь (фунт/баррель) Lime (pound / barrel) 1 1 Полимерный понизитель фильтрации бурового раствора (фунт/баррель) Polymer Mud Filtration Reducer (lb / barrel) 2 2 Бария сульфат (фунт/баррель) Barium Sulfate (lb / barrel) 188,96 188.96 Кальция карбонат (фунт/баррель) Calcium Carbonate (lb / barrel) 15 fifteen Кальция хлорид (фунт/баррель) Calcium Chloride (lb / barrel) 29,09 29.09 Имитация бурового шлама (фунт/баррель) Imitation drill cuttings (lb / barrel) 20 20 Модификатор реологии (фунт/баррель) Rheology modifier (lb / barrel) 1 1

Образец битуминозного песка (25 мас.% битума) массой 50 г помещали в первый стакан с объемом, равным 1/2 лабораторного барреля, вместе с 133,1 г базовой жидкости 1 и испытательным стальным стержнем. Образец битума массой 12,5 г помещали во второй стакан с объемом, равным 1/2 лабораторного барреля, вместе с 216,9 г базовой жидкости 2 и испытательным стальным стержнем. Затем стаканы подвергали горячей прокатке в течение 16 ч при 150°F (примерно 66,7°C) под давлением 200 фунтов на квадратный дюйм (1,4 МПа) во вращающейся ячейке для тестирования и испытательные стержни обследовали визуально для определения аккреции битума. Базовая жидкость 1 была загрязнена битуминозным песком, и на испытательном стержне были отложения битума. Базовая жидкость 2 была загрязнена битумом, и на испытательном стержне имелись отложения битума.A sample of tar sand (25 wt.% Bitumen) weighing 50 g was placed in the first glass with a volume equal to 1/2 laboratory barrel, together with 133.1 g of base fluid 1 and a steel test rod. A sample of bitumen weighing 12.5 g was placed in a second beaker with a volume equal to 1/2 laboratory barrel, together with 216.9 g of base fluid 2 and a steel test rod. The beakers were then hot rolled for 16 hours at 150 ° F. (approximately 66.7 ° C.) under a pressure of 200 psi in a rotating test cell and the test rods were visually inspected to determine bitumen accretion. Base fluid 1 was contaminated with tar sand, and bitumen deposits were on the test rod. Base fluid 2 was contaminated with bitumen and there was bitumen deposits on the test rod.

Пример 2.Example 2

Два образца жидкости приготавливали, как указано в табл. 3, используя базовую жидкость 1, описанную в табл. 1. В следующей ниже таблице образцы жидкостей обозначены как Образец А и Образец В. Стирол-акрилатные сополимеры, использующиеся в этом примере, получали в виде эмульсии и использовали в полученном виде. Ингибитор коррозии Baracor 700™ представляет собой антикоррозийную добавку, доступную для приобретения в компании Halliburton Energy Services (Houston, Texas). После горячей прокатки в течение 16 ч при температуре 150°F (примерно 66,7°C) под давлением 200 фунтов на квадратный дюйм (1,4 МПа) во вращающейся ячейке для тестирования масса испытательного стержня была определена как вместе с отложениями битума, так и после очистки от этих отложений. Эти массы и масса отложений битума для каждого образца представлены в табл. 3.Two fluid samples were prepared as indicated in the table. 3 using the base fluid 1 described in table. 1. In the following table, fluid samples are indicated as Sample A and Sample B. The styrene-acrylate copolymers used in this example were prepared as an emulsion and used as such. The Baracor 700 ™ Corrosion Inhibitor is a corrosion inhibitor available for purchase from Halliburton Energy Services (Houston, Texas). After hot rolling for 16 hours at a temperature of 150 ° F (approximately 66.7 ° C) under a pressure of 200 psi in a rotating test cell, the mass of the test rod was determined both with bitumen deposits and and after cleaning these deposits. These masses and the mass of bitumen deposits for each sample are presented in table. 3.

- 6 031903- 6 031903

Таблица 3 Table 3 Образец Sample А A В IN Базовая жидкость 1 (г) Base fluid 1 (g) 133,1 133.1 150,6 150.6 Стирол-акрилатная эмульсия (г) Styrene-acrylate emulsion (g) 15 fifteen 15 fifteen Ингибитор коррозии Вагасог 700™ (мл) Corrosion inhibitor Wagasog 700 ™ (ml) 0,75 0.75 0,75 0.75 Битуминозный песок (г) Tar sand (g) 50 fifty - - Битум (г) Bitumen (g) - - 12,5 12.5 Масса испытательного стержня после аккреции (г) The mass of the test rod after accretion (g) 337,45 337.45 337,16 337.16 Масса испытательного стержня после очистки (г) The mass of the test rod after cleaning (g) 337,25 337.25 336,93 336.93 Масса отложений битума (г) The mass of deposits of bitumen (g) 0,20 0.20 0,23 0.23 Наблюдения Observations Прилипания битума к стенкам ячейки не отмечается. Стержень чистый. Битум твердый, не прилипающий. Песок отделился от смолы и осел на дно ячейки. Жидкость не загрязнена. No adhesion of bitumen to the cell walls is noted. The rod is clean. Bitumen is solid, not sticky. The sand separated from the resin and settled on the bottom of the cell. The fluid is not contaminated. Битум образует небольшие хлопья. Битум на клеточной стенке отсутствует. Стержень содержит слабо связанные с ним хлопья, которые можно легко стряхнуть. Битум податливый, но не липкий. Bitumen forms small flakes. Bitumen on the cell wall is absent. The core contains loosely bound flakes that can be easily to shake off. Bitumen malleable but not sticky.

Пример 3.Example 3

В этом примере битум подвергали отделению с помощью сит от битумосодержащих жидкостей. Базовую жидкость 1 объединяли с битуминозным песком и в двух случаях с добавкой для обработки скважины, как показано в табл. 4 ниже. Битумосодержащие жидкости подвергали горячей прокатке, а затем выливали через материал вибросита для того, чтобы оценить их потенциальные свойства засорять вибросито. Вибросито может считаться загрязненным, если битум является липким и начинает запечатывать/засорять отверстия сита, препятствуя таким путем эффективному протеканию жидкости через него. Образец С представлял собой базовый образец необработанного липкого битума и приводил к адгезивному загрязнению сита. Образец D представлял собой результат неудачной обработки натриевой солью, который также приводил к адгезивному загрязнению сита. Образец Е был результатом химической обработки битума стирол-акрилатными сополимерами, который давал не прилипающий битум и минимальное загрязнение сита. Стирол-акрилатные сополимеры, использующиеся в этом примере Е, были такими же, как и в предыдущих испытаниях.In this example, bitumen was separated by sieves from bitumen-containing liquids. Base fluid 1 was combined with tar sand and in two cases with an additive for treatment of the well, as shown in table. 4 below. Bitumen-containing liquids were hot rolled and then poured through a vibrating screen material in order to evaluate their potential properties to clog the vibrating screen. A vibrating screen can be considered contaminated if the bitumen is sticky and begins to seal / clog the openings of the screen, thus preventing the effective flow of fluid through it. Sample C was a basic sample of untreated sticky bitumen and resulted in adhesive contamination of the sieve. Sample D was the result of an unsuccessful treatment with sodium salt, which also led to adhesive contamination of the sieve. Sample E was the result of a chemical treatment of bitumen with styrene-acrylate copolymers, which gave non-stick bitumen and minimal sieve contamination. The styrene-acrylate copolymers used in this Example E were the same as in the previous tests.

Таблица 4 Table 4 Образец Sample D D Е E F F Базовая жидкость 1 (г) Base fluid 1 (g) 149,8 149.8 149,8 149.8 149,8 149.8 Натриевая соль (г) Sodium Salt (g) - - 26,25 26.25 - - Эмульсия стиролакрилатного сополимера (г) Styrene acrylate copolymer emulsion (g) - - - - 15 fifteen Ингибитор коррозии Вагасог 700™ (мл) Corrosion inhibitor Wagasog 700 ™ (ml) - - - - 0,75 0.75 Битуминозный песок (г) Tar sand (g) 50 fifty 50 fifty 50 fifty

Пример 4.Example 4

Некоторые формы осуществления настоящего изобретения были испытаны в жидкости на водной основе, как показано в табл. 5.Some forms of implementation of the present invention were tested in a liquid based on water, as shown in the table. 5.

- 7 031903- 7 031903

Таблица 5: Базовая жидкость 3 Table 5: Base fluid 3 Пресная вода (баррель/баррель) Fresh water (barrel / barrel) 0,976 0.976 Ксантановая камедь (фунт/баррель) Xanthan gum (lb / barrel) 0,5 0.5 Крахмал (фунт/баррель) Starch (lb / barrel) 2,5 2,5 Каустическая сода (фунт/баррель) Caustic Soda (lb / barrel) 0,035 0,035 Понизитель фильтрации бурового раствора (фунт/баррель) Mud Filtration Reducer (lb / barrel) 1,0 1,0 Ингибитор глинистых сланцев (фунт/баррель) Shale Inhibitor (lb / barrel) 0,5 0.5 Ингибитор коррозии (фунт/баррель) Corrosion Inhibitor (lb / barrel) 6 6

Применяющаяся ксантановая камедь представляла собой загуститель BARAZAN® D PLUS, доступный для приобретения от компании Halliburton Energy Services, Inc. Применяющийся крахмал представлял собой понизитель фильтрации бурового раствора FILTER-CHECK™, доступный для приобретения от компании Halliburton Energy Services, Inc. В качестве понизителя фильтрации бурового раствора использовали понизитель фильтрации бурового раствора PAC™-R, доступный для приобретения от компании Halliburton Energy Services, Inc. В качестве ингибитора глинистых сланцев использовали полимерную эмульсию EZ-MUD®, доступную от компании Bariod Industrial Drilling Products. Применяющийся ингибитор коррозии представлял собой ингибитор коррозии Baracor 700™, доступный для приобретения от компании Halliburton Energy Services, Inc.The xanthan gum used was a BARAZAN® D PLUS thickener, available for purchase from Halliburton Energy Services, Inc. The starch used was a FILTER-CHECK ™ drilling mud filtration commercially available from Halliburton Energy Services, Inc. PAC ™ -R Mud Filtration Reducer, commercially available from Halliburton Energy Services, Inc., was used as a mud filtration reducing agent. EZ-MUD® polymer emulsion, available from Bariod Industrial Drilling Products, was used as a shale inhibitor. The corrosion inhibitor used was a Baracor 700 ™ corrosion inhibitor, available from Halliburton Energy Services, Inc.

Используя базовую жидкость 3, приготовили три образца жидкости и испытывали на них обработку сырой нефти, как указано в табл. 6. Образцы жидкости обозначали как образец G, образец Н и образец I в представленной ниже табл. 6. Образец I не включал ингибитора коррозии. Стирол-акрилатный сополимер, использующийся в этом примере, получали в виде латексной эмульсии (примерно 45 мас.% активного вещества) и применяли в полученном виде. Для каждого испытания сырую нефть помещали в стакан с объемом, равным лабораторному баррелю, вместе с соответствующей жидкостью и стальным стержнем (для имитации взаимодействия с бурильной колонной). Затем система подвергалась старению путем горячей прокатки в течение 16 ч при 200°F (примерно 93,3°C) под давлением 200 фунтов на квадратный дюйм (1,4 МПа) во вращающейся ячейке для тестирования. Затем жидкости давали остыть в течение 30 мин и анализировали на обнаружение эмульгирования сырой нефти в этой жидкости, а также на определение свойств сырой нефти после обработки. После этого проводили ретортный анализ жидкости для определения содержания в объемных процентах нефти, воды и твердых веществ в этой жидкости, тем самым проводя индикацию количества сырой нефти, эмульгированной в жидкости. Ретортный анализ проводили, забирая образец из нижней части плавающей нефти для того, чтобы проанализировать количество сырой нефти, которое может быть эмульгировано в жидкости.Using the base liquid 3, three samples of the liquid were prepared and the treatment of crude oil was tested on them, as indicated in table. 6. Liquid samples were designated as sample G, sample H and sample I in the table below. 6. Sample I did not include a corrosion inhibitor. The styrene-acrylate copolymer used in this example was obtained in the form of a latex emulsion (approximately 45% by weight of active substance) and was used as it was. For each test, crude oil was placed in a beaker with a volume equal to the laboratory barrel, together with the appropriate fluid and steel rod (to simulate interaction with the drill string). The system was then aged by hot rolling for 16 hours at 200 ° F. (approximately 93.3 ° C.) under a pressure of 200 psi in a rotating test cell. The liquids were then allowed to cool for 30 minutes and analyzed for the detection of emulsification of crude oil in this liquid, as well as for determining the properties of crude oil after processing. After this, a retort analysis of the liquid was carried out to determine the content in volume percent of oil, water and solids in this liquid, thereby indicating the amount of crude oil emulsified in the liquid. Retort analysis was performed by taking a sample from the bottom of the floating oil in order to analyze the amount of crude oil that could be emulsified in the liquid.

- 8 031903- 8 031903

Таблица 6 Table 6 Образец Sample G G Н N I I Базовая жидкость 3 (мл) Base liquid 3 (ml) 120 120 120 120 120 120 Сырая нефть, фунт/баррель Crude oil, pound / barrel 25 25 25 25 25 25 Эмульсия стиролакрилатного сополимера (фунт/баррель) Styrene Acrylate Copolymer Emulsion (lb / barrel) 30 thirty 10 10 0 0 Горячая прокатка при 200°F (примерно 93,3°С) (часы) Hot rolling at 200 ° F (approximately 93.3 ° C) (hours) 16 16 16 16 16 16 Наблюдения Observations Очень мало сырой нефти пристало к стержню. Сырая нефть находилась в виде битумообразного вещества, плавающего на поверхности жидкости. Жидкость не был загрязнен и выглядел очень чистым. Very little crude oil stuck to the core. Crude oil was in the form bitumen-like substance floating on the surface of a liquid. The fluid was not contaminated and looked very clean. Некоторое количество нефти пристало к стержню. Сырая нефть была очень текучей и липкой. Сырая нефть находилась в виде битумообразного вещества, плавающего на поверхности жидкости как липкий слой. Жидкость немного более загрязнена, но не являлась сильно загрязненной. Some oil adhered to to the core. Crude oil was very fluid and sticky. Raw oil was in the form of a bitumen-like substance floating on the surface of a liquid as sticky layer. The fluid was slightly more contaminated, but was not very contaminated. Некоторое количество нефти пристало к стержню. Сырая нефть была очень текучей и липкой. Сырая нефть находилась в виде битумообразного вещества, плавающего на поверхности жидкости как липкий слой. Жидкость была сильно загрязнена. Some oil adhered to to the core. Crude oil was very fluid and sticky. Raw oil was in as a bitumen-like substance floating on the surface of a liquid as sticky layer. The fluid was very dirty. Ретортный анализ % нефти : % воды : % твердых веществ Retort analysis% oil:% water:% solids 0% : 99%: 1% 0%: 99%: 1% 0% : 99% : 1% 0%: 99%: 1% 4,5% : 95% : 0,5% 4.5%: 95%: 0.5%

Как указано в таблице выше, сырая нефть, обработанная стирол-акрилатным сополимером (образцы G и Н) не эмульгируется в жидкости, а предпочтительно находится в виде сырой нефти, плавающей на поверхности жидкости. Однако в контроле без стирол-акрилатного сополимера (образец I) сырая нефть эмульгируется, по меньшей мере частично.As indicated in the table above, styrene-acrylate copolymer-treated crude oil (samples G and H) is not emulsified in the liquid, but is preferably in the form of crude oil floating on the surface of the liquid. However, in the control without styrene-acrylate copolymer (sample I), the crude oil is emulsified, at least in part.

Пример 5.Example 5

Некоторые формы осуществления настоящего изобретения были испытаны в жидкости на водной основе, как показано в табл. 7.Some forms of implementation of the present invention were tested in a liquid based on water, as shown in the table. 7.

Таблица 7: Базовая жидкость 4 Table 7: Base fluid 4 Основа (фунт/баррель) The foundation (pound / barrel) Основа (кг/м³)Base (kg / m ³ ) Пресная вода (баррель/баррель) Fresh water (barrel / barrel) 0,976 0.976 - - Ксантановая камедь Xanthan gum 0,877 0.877 2,5 2,5 Крахмал Starch 5,261 5,261 15 fifteen Каустическая сода Caustic soda 0,035 0,035 0,1 0.1 Закупоривающий агент Corking agent 8,768 8,768 25 25 Имитация бурового шлама Drill cuttings simulation 1,754 1,754 5 5 Ингибитор коррозии (фунт/баррель) Corrosion Inhibitor (lb / barrel) 6 6

Применяющаяся ксантановая камедь представляла собой загуститель BARAZAN® D PLUS, доступный для приобретения от компании Halliburton Energy Services, Inc. Применяющийся крахмал представлял собой представлял собой понизитель фильтрации бурового раствора DEXTRID® LT, доступныйThe xanthan gum used was a BARAZAN® D PLUS thickener, available for purchase from Halliburton Energy Services, Inc. The starch used was DEXTRID® LT mud filtration reducer available

- 9 031903 для приобретения от компании Halliburton Energy Services, Inc. Использующимся закупоривающим агентом служил закупоривающий агент BARACARB®25, доступный для приобретения от компании Halliburton Energy Services, Inc. В качестве имитации бурового шлама был применена добавка бурового шлама REV DUST®, доступная для приобретения от компании Milwhite, Inc. Использованный ингибитор коррозии представлял собой ингибитор коррозии Baracor 700™, доступный для приобретения от компании Halliburton Energy Services, Inc.- 9,031,903 for acquisition from Halliburton Energy Services, Inc. The capping agent used was BARACARB®25 capping agent, available for purchase from Halliburton Energy Services, Inc. As an imitation of drill cuttings, the REV DUST® drill cuttings additive, available for purchase from Milwhite, Inc., was used. The corrosion inhibitor used was a Baracor 700 ™ corrosion inhibitor, available from Halliburton Energy Services, Inc.

Используя базовую жидкость 4, приготовили три образца жидкости и испытывали на них обработку сырой нефти, как указано в табл. 8. Образцы жидкости обозначали как образец J, образец K и образец L в представленной ниже табл.8. Образец L не включал ингибитора коррозии. Стирол-акрилатный сополимер, использующийся в этом примере, получали в виде латексной эмульсии (примерно 45 мас.% активного вещества) и применяли в полученном виде. Для каждого испытания сырую нефть помещали в стакан с объемом, равным лабораторному баррелю, вместе с соответствующей жидкостью и стальным стержнем (для имитации взаимодействия с бурильной колонной). Затем система подвергалась старению путем горячей прокатки в течение 16 ч при 200°F (примерно 93,3°C) под давлением 200 фунтов на квадратный дюйм (1,4 МПа) во вращающейся ячейке для тестирования. Затем жидкости давали остыть в течение 30 мин и анализировали на обнаружение эмульгирования сырой нефти в этой жидкости, а также на определение свойств сырой нефти после обработки. После этого проводили ретортный анализ жидкости для определения содержания в объемных процентах нефти, воды и твердых веществ в этой жидкости, тем самым проводя индикацию количества сырой нефти, эмульгированной в жидкости. Ретортный анализ проводили, забирая образец из нижней части плавающей нефти для того, чтобы проанализировать количество сырой нефти, которое может быть эмульгировано в жидкости.Using the base liquid 4, we prepared three samples of the liquid and tested on them the processing of crude oil, as indicated in the table. 8. Liquid samples were designated as sample J, sample K, and sample L in Table 8 below. Sample L did not include a corrosion inhibitor. The styrene-acrylate copolymer used in this example was obtained in the form of a latex emulsion (approximately 45% by weight of active substance) and was used as it was. For each test, crude oil was placed in a beaker with a volume equal to the laboratory barrel, together with the appropriate fluid and steel rod (to simulate the interaction with the drill string). The system was then aged by hot rolling for 16 hours at 200 ° F. (approximately 93.3 ° C.) under a pressure of 200 psi in a rotating test cell. The liquids were then allowed to cool for 30 minutes and analyzed for the detection of emulsification of crude oil in this liquid, as well as for determining the properties of crude oil after processing. After that, a retort analysis of the liquid was carried out to determine the content in volume percent of oil, water and solids in this liquid, thereby indicating the amount of crude oil emulsified in the liquid. Retort analysis was performed by taking a sample from the bottom of the floating oil in order to analyze the amount of crude oil that could be emulsified in the liquid.

Таблица 8 Table 8 Образец Sample J J К TO L L Базовая жидкость 4 (мл) Base fluid 4 (ml) 120 120 120 120 120 120 Сырая нефть, фунт/баррель Crude oil, pound / barrel 25 25 25 25 25 25 Эмульсия стиролакрилатного сополимера (фунт/баррель) Styrene Acrylate Copolymer Emulsion (lb / barrel) 30 thirty 10 10 0 0 Горячая прокатка при 200°F (примерно 93,3°С) (часы) Hot rolling at 200 ° F (approximately 93.3 ° C) (hours) 16 16 16 16 16 16 Наблюдения Observations Никакой нефти No oil сырой не raw not Некоторое количество нефти Some oil Некоторое количество Some amount нефти oil пристало к стержню. Сырая нефть находилась в виде битумообразного вещества, плавающего на поверхности жидкости. Жидкости не был загрязнен и выглядел очень чистым. stuck to to the core. Crude oil was in the form bitumen-like substance floating on the surface of a liquid. The fluid was not contaminated and looked very clean. пристало к стержню. Сырая нефть была очень текучей и липкой. Сырая нефть находилась в виде битумообразного вещества, плавающего на поверхности жидкости как липкий слой. Жидкость немного более загрязнена, но не являлась сильно загрязненной. stuck to to the core. Crude oil was very fluid and sticky. Raw oil was in the form of a bitumen-like substance floating on the surface of a liquid as sticky layer. The fluid was slightly more contaminated, but was not very contaminated. пристало к стержню. Сырая нефть была очень текучей и липкой. Сырая нефть находилась в виде битумообразного вещества, плавающего на поверхности жидкости как липкий слой Жидкость была сильно загрязнена. stuck to to the core. Crude oil was very fluid and sticky. Raw oil was in the form of a bitumen-like substance floating on fluid surface like sticky layer Fluid was heavily contaminated. Ретортный анализ % нефти : % воды : % твердых веществ Retort analysis% oil:% water:% solids 0% : 98%: 0%: 98%: 2% 2% 0% : 98% : 2% 0%: 98%: 2% 1% : 96% 1%: 96% : 3% : 3%

Как указано в таблице выше, сырая нефть, обработанная стирол-акрилатным сополимером (образцы J и K) не эмульгируется в жидкости, а предпочтительно является плавающей на поверхности жидкости. Однако в контроле без стирол-акрилатного сополимера (образец L) сырая нефть эмульгируется, по меньшей мере частично.As indicated in the table above, styrene-acrylate copolymer-treated crude oil (samples J and K) is not emulsified in the liquid, but is preferably floating on the surface of the liquid. However, in the control without styrene-acrylate copolymer (sample L), the crude oil is emulsified, at least in part.

- 10 031903- 10 031903

Для краткости изложения только некоторые диапазоны раскрыты явно в настоящем описании. Тем не менее, диапазоны от любого нижнего предела могут быть скомбинированы с любым верхним пределом для того, чтобы описать диапазон, не указанный явно, а также диапазоны от любого нижнего предела могут быть скомбинированы с любым другим нижним пределом для того, чтобы описать диапазон, не указанный явно, и точно так же диапазоны от любого верхнего предела могут быть скомбинированы с любым другим верхним пределом для того, чтобы описать диапазон, не указанный явно. Кроме того, во всех случаях, когда раскрыт численный диапазон с нижним и верхним пределами, любое количество и любой включенный диапазон, попадающей в диапазон, упомянутый выше, также являются раскрытыми. В частности, каждый диапазон значений (в форме от примерно а до примерно b, или, что эквивалентно, от примерно а до b, или, что эквивалентно, примерно а-b), раскрытый в настоящем изобретении, следует понимать как изложение каждого числа и диапазона, входящего в более широкий диапазон значений. Таким образом, каждая точка или отдельное значение может служить своим нижним или верхним пределом в сочетании с любой другой точкой, или отдельным значением, или любым другим нижним или верхним пределом для того, чтобы описать диапазон, не указанный явно.For brevity, only some ranges are explicitly disclosed herein. However, ranges from any lower limit can be combined with any upper limit to describe a range not explicitly specified, and ranges from any lower limit can be combined with any other lower limit to describe a range not specified explicitly, and in the same way, ranges from any upper limit can be combined with any other upper limit in order to describe a range not specified explicitly. In addition, in all cases where a numerical range with lower and upper limits is disclosed, any number and any included range falling within the range mentioned above are also disclosed. In particular, each range of values (in the form from about a to about b, or, equivalently, from about a to b, or, equivalently, about a-b), disclosed in the present invention, should be understood as a statement of each number and range within a wider range of values. Thus, each point or a single value can serve as its lower or upper limit in combination with any other point, or a separate value, or any other lower or upper limit in order to describe a range not specified explicitly.

Таким образом, настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения целей и преимуществ, как упомянутых в нем, так и тех, которые ему присущи. Конкретные формы осуществления настоящего изобретения, раскрытые выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено различными, но эквивалентными способами, очевидными специалистам в данной области техники, извлекающим пользу из настоящего изобретения. Хотя в данном описании обсуждены отдельные формы осуществления настоящего изобретения, изобретение охватывает все комбинации всех этих форм осуществления. Кроме того, не существует никаких ограничений, предназначенных для деталей конструкции или проекта, показанных в данном изобретении, кроме тех, которые описаны в приведенной ниже формуле изобретения. Также пункты формулы изобретения имеют свое простое, обычное значение, если иное толкование прямо и ясно не определено патентообладателем. Кроме того, понятия, использующиеся в широком значении в формуле изобретения (т.е. эквиваленты слов с неопределенными артиклями в английском языке), означают один или несколько элементов, вводимых этим понятием. Поэтому очевидно, что конкретные иллюстративные формы осуществления настоящего изобретения, раскрытые выше, могут быть изменены или модифицированы, и все такие изменения рассматриваются в рамках объема и сущности настоящего изобретения. Если имеется противоречие между употреблением слова или термина в данном описании и в одном или более патенте (патентах) или других документах, которые могут быть включены в данное описание посредством ссылки, то должны быть приняты определения, которые согласуются с настоящим описанием.Thus, the present invention is well adapted to achieve the objectives and advantages, both mentioned in it and those that are inherent in it. The specific embodiments of the present invention disclosed above are only illustrative, since the present invention can be modified and implemented in various, but equivalent ways, obvious to those skilled in the art who benefit from the present invention. Although individual embodiments of the present invention are discussed herein, the invention encompasses all combinations of all of these embodiments. In addition, there are no restrictions intended for the details of the structure or design shown in this invention, other than those described in the following claims. Also, the claims have their simple, ordinary meaning, unless otherwise interpreted directly and clearly by the patent holder. In addition, the concepts used in a broad sense in the claims (i.e., equivalents of words with indefinite articles in the English language) mean one or more elements introduced by this concept. Therefore, it is obvious that the specific illustrative forms of implementation of the present invention disclosed above can be modified or modified, and all such changes are considered within the scope and essence of the present invention. If there is a contradiction between the use of a word or term in this description and in one or more patents (patents) or other documents that may be incorporated into this description by reference, definitions must be adopted that are consistent with this description.

Claims

CLAIM

1. A method for preventing emulsification of crude oil in a water-based treatment fluid, comprising contacting the crude oil in the wellbore with a water-based treatment fluid that contains a styrene-acrylate copolymer in an amount of 1 to 70% of the volume of the aqueous treatment fluid basis, and the density of crude oil in degrees of the American Petroleum Institute (ANI) is 10 or more units;

the interaction of the styrene-acrylate copolymer with crude oil in the wellbore, where the specified styrene-acrylate copolymer binds or covers the crude oil so that the crude oil is not emulsified in a water-based treatment fluid.

2. The method according to claim 1, which further comprises separating the crude oil using sieves from a liquid for processing water-based.

3. The method according to claim 1, further comprising monitoring the amount of styrene-acrylate copolymer present in the water-based treatment fluid and adding additional styrene-acrylate copolymer to the water-based treatment fluid according to the results of the monitoring step.

4. The method of claim 1, wherein the water-based treatment fluid is placed in the wellbore to interact with crude oil constantly present at a specific location in the wellbore.

5. The method of claim 1, wherein the water-based treatment fluid is placed in the wellbore while drilling the wellbore.

6. The method according to claim 1, in which the styrene-acrylate copolymer comprises at least one monomer selected from the group consisting of styrene and substituted styrene, and at least one monomer selected from the group consisting of acrylate, methacrylate, ethyl acrylate , propyl acrylate, butyl acrylate, tert-butyl acrylate, n-hydroxyethyl methacrylate, potassium acrylate, pentabromobenzyl acrylate, methyl methacrylate, ethyl methacrylate, n-nitrophenyl acrylate, methyl 2 (acyloxymethyl) acrylate, cyclohexyl acrylate and n-acrylate.

- 11 031903

7. The method according to claim 1, in which the styrene-acrylate copolymer contains a styrene-methacrylate copolymer.

8. The method of claim 1, wherein the emulsion of the cross-linked styrene-acrylate copolymer is used as the styrene-acrylate copolymer.

9. The method according to p. 1, in which the styrene-acrylate copolymer is obtained from monomers consisting of one or more styrene monomers and one or more acrylate monomers.

10. The method according to claim 1, in which the styrene-acrylate copolymer is present in an amount of from 1 to 10% by volume of the liquid for processing water-based.

11. The method according to claim 1, in which the liquid for processing water-based additionally contains a surfactant.

12. A method of processing crude oil, comprising using a drill bit to enlarge a borehole in an underground formation, wherein the crude oil from the underground formation enters the wellbore, wherein the density of the crude oil in degrees of API is 10 or more units;

the circulation of water-based drilling fluid around the drill bit, and the water-based drilling fluid includes an aqueous fluid and a styrene-acrylate copolymer, where the styrene-acrylate copolymer is present in an amount of from 1 to 70% of the volume of the water-based drilling fluid and where the specified styrene an acrylate copolymer binds or coats the crude oil so that the crude oil is not emulsified in the water-based drilling fluid, and where the oil forms agglomerates in the water-based drilling fluid.

13. The method according to item 12, further comprising separating the agglomerates of crude oil using sieves from a water-based drilling fluid.

14. The method according to item 12, in which the styrene-acrylate copolymer comprises at least one monomer selected from the group consisting of styrene and substituted styrene;

at least one monomer selected from the group consisting of acrylate, methacrylate, ethyl acrylate, propyl acrylate, butyl acrylate, tert-butyl acrylate, n-hydroxyethyl methacrylate, potassium acrylate, pentabromobenzyl acrylate, methyl methacrylate, ethyl methacrylate, a-methyl nitroacrylate, n-nitrof , cyclohexyl acrylate and n-ethylhexyl acrylate.

15. The method according to item 12, in which the styrene-acrylate copolymer contains a styrene-methacrylate copolymer.

16. The method according to p. 12, in which the styrene-acrylate copolymer is obtained from monomers consisting of one or more styrene monomers and one or more acrylate monomers.

17. The method according to item 12, in which the styrene-acrylate copolymer is present in the water-based drilling mud in an amount of from 1 to 10% of the volume of this drilling mud.

18. A method of processing crude oil, comprising using a drill bit to enlarge a borehole in an underground formation, wherein the crude oil from the underground formation enters the wellbore, wherein the density of the crude oil in degrees of API is 10 or more units;

circulating a water-based drilling fluid around the drill bit, wherein the water-based drilling fluid includes an aqueous fluid and an emulsion of a cross-linked styrene-acrylate copolymer in an amount of 1 to 70% of the volume of the water-based drilling fluid to prevent emulsification of crude oil;

passing the water-based drilling mud through a sieve so as to remove crude oil from the water-based drilling mud.

19. The method according to p. 18, in which an emulsion of a cross-linked styrene-methacrylate copolymer is obtained from monomers consisting of one or more styrene monomers and one or more methacrylate monomers.

20. The method according to p. 18, in which an emulsion of a cross-linked styrene-methacrylate copolymer is present in the water-based drilling fluid in an amount of from 1 to 10% of the volume of this drilling fluid.