|
|
больше ...
Термины запроса в документе
Реферат
[RU] 1. Способ предотвращения или уменьшения потери текучей среды в подземный пласт, включающий в себя введение непосредственно в подземную зону, через которую проходит ствол скважины, смеси, имеющей первое значение рН, составляющее от 4 до 14, причем смесь содержит обособленные набухшие частицы полимерного материала, чувствительного к значению рН, способные обратимо присоединяться к другим набухшим частицам полимерного материала, чувствительного к значению рН, причем полимерный материал является полимером N-акрилоиламинокислоты, и введение материала, достаточного для снижения значения рН полимерного материала, чувствительного к значению рН, до второго значения рН, меньшего, чем первое значение рН, где второе значение рН составляет 4 или менее, тем самым приводя к тому, что набухшие частицы присоединяются друг к другу. 2. Способ по п.1, где введение материала, достаточного для снижения значения рН, имеет место после введения непосредственно в подземную зону, через которую проходит ствол скважины, смеси, имеющей первое значение рН. 3. Способ по п.1, где первое значение рН составляет от 7 до 14. 4. Способ по п.1, где второе значение рН составляет 3 или менее. 5. Способ по п.4, где полимер N-акрилоиламинокислоты представляет собой полимер N-акрилоил-6-аминокапроновой кислоты. 6. Способ по п.5, где используют полимер N-акрилоил-6-аминокапроновой кислоты, полимеризованный свободнорадикальной полимеризацией. 7. Способ по любому из пп.1-6, где полимерный материал, чувствительный к значению рН, является гидрогелем, синтезированным из N-акрилоил-6-аминокапроновой кислоты и N,N'-метиленбисакриламида. 8. Способ по п.1, где после снижения рН полимерного материала, чувствительного к значению рН, дополнительно вводят материал, достаточный для повышения значения рН полимерного материала, чувствительного к значению рН, до первого значения рН, тем самым приводя к обособлению набухших частиц друг от друга.
Полный текст патента
(57) Реферат / Формула:
1. Способ предотвращения или уменьшения потери текучей среды в подземный пласт, включающий в себя введение непосредственно в подземную зону, через которую проходит ствол скважины, смеси, имеющей первое значение рН, составляющее от 4 до 14, причем смесь содержит обособленные набухшие частицы полимерного материала, чувствительного к значению рН, способные обратимо присоединяться к другим набухшим частицам полимерного материала, чувствительного к значению рН, причем полимерный материал является полимером N-акрилоиламинокислоты, и введение материала, достаточного для снижения значения рН полимерного материала, чувствительного к значению рН, до второго значения рН, меньшего, чем первое значение рН, где второе значение рН составляет 4 или менее, тем самым приводя к тому, что набухшие частицы присоединяются друг к другу. 2. Способ по п.1, где введение материала, достаточного для снижения значения рН, имеет место после введения непосредственно в подземную зону, через которую проходит ствол скважины, смеси, имеющей первое значение рН. 3. Способ по п.1, где первое значение рН составляет от 7 до 14. 4. Способ по п.1, где второе значение рН составляет 3 или менее. 5. Способ по п.4, где полимер N-акрилоиламинокислоты представляет собой полимер N-акрилоил-6-аминокапроновой кислоты. 6. Способ по п.5, где используют полимер N-акрилоил-6-аминокапроновой кислоты, полимеризованный свободнорадикальной полимеризацией. 7. Способ по любому из пп.1-6, где полимерный материал, чувствительный к значению рН, является гидрогелем, синтезированным из N-акрилоил-6-аминокапроновой кислоты и N,N'-метиленбисакриламида. 8. Способ по п.1, где после снижения рН полимерного материала, чувствительного к значению рН, дополнительно вводят материал, достаточный для повышения значения рН полимерного материала, чувствительного к значению рН, до первого значения рН, тем самым приводя к обособлению набухших частиц друг от друга.
(19)
Евразийское
патентное
ведомство
032091
(13) B1
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ
(45) Дата публикации и выдачи патента 2019.04.30
(21) Номер заявки 201590346
(22) Дата подачи заявки
2013.09.25
(51) Int. Cl.
E21B 47/10 (2012.01) E21B 47/117 (2012.01) E21B 21/08 (2006.01)
(54) ПРИВОДИМЫЙ В ДЕЙСТВИЕ МАТЕРИАЛ ДЛЯ БОРЬБЫ С ПОТЕРЕЙ ЦИРКУЛЯЦИИ И СПОСОБ ЕГО ПРИМЕНЕНИЯ
(31) 13/629,165
(32) 2012.09.27
(33) US
(43) 2015.07.30
(86) PCT/US2013/061594
(87) WO 2014/052400 2014.04.03
(71) (73) Заявитель и патентовладелец:
ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)
(72) Изобретатель:
Мерфи Роберт Дж., Миллер Мэттью
Л. (US)
(74) Представитель:
Медведев В.Н. (RU)
(56) US-A1-20070034378 US-A1-20050077047 US-B1-6818594 US-A1-20060063681 US-B1-7306040
(57) Раскрыт способ предотвращения или уменьшения потери текучей среды в подземный пласт, включающий в себя введение непосредственно в подземную зону, через которую проходит ствол скважины, суспензии набухших частиц чувствительного к значению рН полимерного материала, имеющей первое значение рН, составляющее от 4 до 14, причем набухшие частицы способны обратимо присоединяться к другим набухшим частицам полимерного материала; и введение материала, достаточного для снижения значения рН полимерного материала, чувствительного к значению рН, до второго значения рН, меньшего, чем первое значение рН, где второе значение рН составляет 4 или менее, тем самым приводя к тому, что набухшие частицы присоединяются друг
к другу.
Уровень техники
Настоящее изобретение относится к способу для предотвращения или уменьшения потери текучих сред в подземный пласт.
В нефтегазовой промышленности распространенной проблемой, наблюдаемой в пробуренных скважинах или буровых скважинах в подземных пластах, является потеря циркуляции текучих сред, таких как текучие среды для бурения или буровые растворы, уходящих из буровых скважин и проникающих в подземный пласт в ходе бурения. Такие потерянные текучие среды обычно уходят в разрывы или другие отверстия, которые могут существовать до бурения или возможно возникли вследствие избыточных давлений в ходе подземной операции.
В попытках устранить потерю циркуляции были использованы или предложены разнообразные материалы. Традиционные материалы для борьбы с потерей текучих сред обычно классифицируют либо как твердые материалы, либо как затвердевающие/полимерные материалы. Традиционные твердые материалы можно подразделить на три типа или категории: волокнистые материалы, такие как измельченные автомобильные шины или древесные опилки; чешуйчатые материалы, такие как древесные щепки и чешуйки слюды; и гранулированные материалы, такие как измельченная скорлупа орехов. Затвердевающие материалы включают в себя, например, цементные суспензии, прочность которых возрастает со временем после размещения. Полимерные материалы включают в себя, например, полиакриламид, диспергированный в воде, который впоследствии может образовывать эмульсию в парафиновом минеральном масле, типично с использованием полиамина в качестве эмульгатора.
Другой известный пример предоставляет улучшенный материал для борьбы с потерей циркуляции, который содержит смесь упругого имеющего углы материала на основе углерода и набухающего в воде, но не являющего водорастворимым кристаллического синтетического полимера. Предпочтительные материалы на основе углерода содержат упругие частицы углерода в виде графита и частицы неграфитизи-рованного углерода. Предпочтительные синтетические полимеры содержат полиакриламид и наиболее предпочтительно дегидратированную кристаллическую форму сшитого полиакриламида, который будет легко набухать вслед под действием на него воды или текучих сред на водной основе. Такое набухание может быть отсрочено солями в воде, как, например, использованием рассола или добавлением хлорида кальция. Однако данные полимеры имеют мягкую консистенцию и не сцепляются друг с другом. Поэтому их способность формировать сильные барьеры, способные предотвращать потерю циркуляции, ограничена.
Наконец, превращение в гель обрабатывающей текучей среды с применением полимерного материала может быть использовано для того, чтобы увеличить вязкость текучей среды, так что потеря текучей среды становится менее вероятной. При многих подземных операциях обрабатывающую текучую среду не просто превращают в гель, но также сшивают, чтобы дополнительно увеличить вязкость и снизить потерю текучей среды.
Хотя существует много материалов и композиций и они были предложены для предотвращения потери циркуляции, продолжает существовать потребность в еще более универсальных и улучшенных композициях и способах предотвращения потери циркуляции.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение относится к способу предотвращения или уменьшения потери текучей среды в подземный пласт.
Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения предоставляют способы, включающие в себя введение непосредственно в подземную зону, через которую проходит ствол скважины, смеси, имеющей первое значение рН, составляющее от 4 до 14, причем смесь содержит обособленные набухшие частицы полимерного материала, являющегося полимером N-акрилоиламинокислоты и чувствительного к значению рН, способные обратимо присоединяться к другим набухшим частицам полимерного материала, чувствительного к значению рН, и введение материала, достаточного для снижения рН полимерного материала до второго значения рН, составляющего 4 или менее, меньшего, чем первое значение рН, тем самым приводя к тому, что набухшие частицы присоединяются друг к другу.
Другие варианты осуществления настоящего изобретения предоставляют способы, включающие в себя введение непосредственно в подземную зону, через которую проходит ствол скважины, смеси, имеющей первое значение рН, составляющее от 4 до 14, причем смесь содержит обособленные набухшие частицы полимерного материала, являющегося полимером N-акрилоиламинокислоты и чувствительного к значению рН, способные обратимо присоединяться к другим набухшим частицам полимерного материала, чувствительного к значению рН, и после введения смеси введение материала, достаточного для снижения рН полимерного материала до второго значения рН, составляющего 4 или менее, меньшего, чем первое значение рН, тем самым приводя к тому, что набухшие частицы присоединяются друг к другу.
Признаки и преимущества настоящего изобретения будут хорошо понятны специалистам в данной области по прочтении нижеследующего описания предпочтительных вариантов осуществления.
Краткое описание чертежа Нижеследующий чертеж включен для иллюстрации определенных аспектов настоящего изобрете
ния и не должен рассматриваться как исключительный вариант осуществления. Относительно формы и функции раскрытого объекта изобретения возможно внесение значительных модификаций, изменений, сочетаний и эквивалентов, как будет понятно специалистам в данной области, учитывая преимущество данного изобретения.
На чертеже представлены частицы набухшего полимера, присоединяющиеся друг к другу в кислых условиях.
Подробное описание
Настоящее изобретение относится к способам предотвращения или уменьшения потери текучих сред для обработки скважин, таких как текучие среды для бурения, в подземном пласте в ходе бурения или создания в нем буровых скважин. В отличие от традиционных материалов для борьбы с потерей циркуляции раскрытые в настоящем изобретении композиции могут быть эффективными в блокировке или закупоривании как малых трещин, так и крупных разрывов, и находить применение в широком диапазоне температур, включая высокие температуры и высокие давления, присущие современным сква-жинным участкам. Более того, данные композиции могут быть относительно легко удалены путем увеличения значения рН в области, куда их помещают в забое скважины. Кроме того, благодаря присущим им свойствам высокой адгезии могут быть закупорены более крупные отверстия и на более продолжительные периоды времени, чем с использованием традиционных материалов для борьбы с потерей циркуляции.
В настоящем изобретении используются частицы набухших полимеров, которые способны обратимо агломерировать с изменением значения рН, образуя барьер для перемещения текучей среды. В основных условиях, включающих в себя высокое значение рН, набухшие полимерные частицы остаются отделенными; однако при низком значении рН полимерные частицы агломерируют, присоединяясь друг к другу, тем самым формируя агломераты набухших частиц, которые могут формировать барьер для потери циркуляции.
"Потеря текучей среды" в том смысле, в котором данный термин использован здесь, относится к нежелательной миграции или потере текучих сред (таких как текучая часть бурового раствора или цементной суспензии) в подземный пласт и/или расклинивающую набивку. Обрабатывающие текучие среды могут быть использованы во многих подземных операциях, включая операции бурения, операции разрыва, операции кислотной обработки, операции гравийной набивки, операции очистки ствола скважины и тому подобное. Потеря текучей среды может представлять собой проблему во многих из данных операций. Например, в обработках по разрыву потеря текучей среды в пласт может приводить к снижению эффективности текучей среды, так что разрывающая текучая среда не может приводить к распространению разрыва, как того желают. Также при операциях бурения потеря текучей среды может приводить к возрастанию затрат и раннему износу бурового долота. Материалы для снижения потери текучей среды представляют собой добавки, которые уменьшают объем фильтрата, который проходит через фильтрующую среду. То есть они блокируют поровые каналы и пространства, которые в противном случае позволяют обрабатывающей текучей среде просачиваться из желательной зоны и попадать в нежелательную зону. Материалы для снижения потери текучей среды используют в обрабатывающих текучих средах для подземного применения для того, чтобы заполнить/сузить поровые пространства в матрице пласта, тем самым формируя разновидность фильтрующей корки, которая блокирует поровые пространства в пласте и предотвращает потерю текучей среды в нем. В некоторых вариантах осуществления агент для снижения потери текучей среды может быть использован в сочетании с операцией бурения.
Отклоняющие агенты действуют похожим образом, но с их помощью добиваются несколько иного результата. Отклоняющие агенты используют, чтобы блокировать участок подземного пласта. Например, чтобы отклонить обрабатывающую текучую среду от высокопроницаемых участков пласта в участки пласта с меньшей проницаемостью, объем обрабатывающей текучей среды может быть закачан в пласт с последующим введением отклоняющего материала для того, чтобы блокировать пласт, в который проникла первая обрабатывающая текучая среда. После размещения отклоняющего материала может быть размещена вторая обрабатывающая текучая среда, где вторая обрабатывающая текучая среда будет отклонена в новую зону для обработки посредством ранее размещенного отклоняющего агента. При размещении обрабатывающая текучая среда, содержащая отклоняющий агент, будет легко протекать в участок пласта, имеющий более крупные поры, трещины или полости, до тех пор, пока данный участок не сузится или блокируется, отклоняя, таким образом, оставшуюся текучую среду к ближайшему наиболее проницаемому участку пласта. Данные шаги могут быть повторены до тех пор, пока не будет осуществлено желаемое число стадий закачки обрабатывающей текучей среды. В общем, способы отклонения с использованием частиц набухших полимеров по настоящему изобретению осуществляют при матричных скоростях потока, то есть скоростях потока и давлениях, которые ниже скорости/давления, достаточных для того, чтобы создать или распространить разрывы в данном участке подземного пласта.
Закупоривающие агенты схожи с отклоняющими агентами. В то время как отклоняющие агенты используют для того, чтобы заблокировать участок подземного пласта, закупоривающие агенты используют, чтобы заблокировать полную секцию ствола скважины, обеспечивая разобщение зон. Когда используют закупоривающий агент в форме частиц, эффект схож с таковым отклоняющего агента, то есть
размещают текучую среду, содержащую в себе закупоривающий агент, и закупоривающий агент блокирует поверхность ствола скважины, так что текучая среда не может поступить в проницаемые зоны до тех пор, пока закупоривающий агент не удален. В некоторых вариантах осуществления желательным может быть использование частиц набухших полимеров, чтобы полностью заполнить участок кольцевого пространства вдоль ствола скважины. В таких вариантах осуществления большие количества отклоняющего агента могут требоваться для того, чтобы полностью перекрыть путь течения, а не просто блокировать поровые устья или плоскости породы.
Согласно настоящему изобретению усовершенствованный материал для борьбы с потерей циркуляции (LCM) может быть получен путем применения данных набухших полимеров в обрабатывающей текучей среде, которую используют в ходе операций бурения в подземных зонах. Набухшие полимеры могут быть введены непосредственно в скважины в виде отдельных частиц. Затем после того, как частицы подвергаются воздействию достаточного низкого значения рН, они склонны слипаться с соседними частицами в виде агломератов. В других вариантах осуществления частицы слипаются с другими материалами в дополнение слипанию друг с другом.
В примере, показанном на чертеже, когда две частицы 10 вводят в кислых условиях, частицы склеиваются друг с другом.
Примеры набухающих полимерных материалов для использования в качестве материалов для борьбы с потерей циркуляции по настоящему изобретению включают в себя N-акрилоиламинокислотные соединения. N-акрилоиламинокислотные соединения способны связываться в течение секунд так же легко, как застежка Velcro, и формировать связь, достаточно сильную, чтобы выдерживать повторное растяжение. Например, когда две части гелей совместно размещали в кислых условиях, например, при значении рН, равном 3 или менее, они немедленно слипаются друг с другом. Это происходит благодаря полимерному скелету, имеющему гибкие боковые цепи, несущие оптимальный баланс гидрофильных и гидрофобных фрагментов, что позволяет боковым цепям содействовать водородным связям между полимерными поверхностями раздела при минимальном стерическом затруднении и гидрофобном коллапсе. Более того, взаимодействие является быстрым, возникающим в течение секунд разделения чувствительных к значению рН полимеров или соприкосновения двух отдельных полимерных частей. Взаимодействие также является обратимым и может быть запущено или прекращено путем изменений в значении рН, допуская возможность внешнего контроля над процессом смыкания. Регулирование уровней значения рН раствора вверх или вниз позволяет частям весьма легко слипаться друг с другом (низкое значение рН) или отделяться (высокое значение рН).
Более того, чувствительные к значению рН полимеры могут выдерживать множество циклов присоединения и отделения без ухудшения своих механических свойств и кинетики смыкания. Процесс может быть повторен много раз без какого-либо снижения прочности соединения.
Могут быть использованы любые подходящие материалы для изменения значения рН. Примеры материалов для снижения значения рН включают в себя N-Flow 408(r) или N-Flow 412(r), продукты замедленной генерации кислоты, доступные от Halliburton Energy Services, Хьюстон, Техас. Примеры подходящих материалов для повышения значения рН включают в себя любое стандартное основание, такое как гидроксид натрия, гидроксид калия, гидроксид аммония, карбонат натрия, карбонат калия и тому подобное.
Способ может включать в себя введение смеси непосредственно в подземную зону, через которую проходит ствол скважины. Смесь имеет обособленные набухшие частицы полимерного материала, способные обратимо присоединяться к другим набухшим частицам полимерного материала. Значение рН смеси было бы таковым, что набухшие частицы остаются обособленными, так что частицы могут быть введены в ствол скважины без слипания друг с другом. В некоторых вариантах осуществления значение рН, которое позволяет набухшим частицам оставаться обособленными, составляет от 4 до 14. В других вариантах осуществления значения рН составляет от 7 до 14.
После введения смеси в ствол скважины в ствол скважины вводят жидкость, чтобы снизить значение рН полимерного материала до второго значения рН, меньшего, чем первое значение рН, что, тем самым, приводит к присоединению набухших частиц друг к другу. В других вариантах осуществления второе значение рН составляет 4 или менее. В других вариантах осуществления значение рН составляет 3 или менее.
В других вариантах осуществления замедленный генератор кислоты, который будет снижать рН при его активации, может быть добавлен одновременно с обратимо присоединяющимся полимерным материалом. Замедленный генератор кислоты можно было бы подмешивать в исходную суспензию набухших частиц, а затем активировать после его размещения в стволе скважины. Активация может быть произведена путем повышения температуры. N-Flow 408(r) представляет собой пример продукта, который будет генерировать кислоту при воздействии на него повышенных температур.
В предпочтительном варианте осуществления набухшие полимерные материалы могут быть нерастворимы в воде, так что они не растворяются в буровой текучей среде.
Чтобы улучшить стабильность частиц, к полимеру могут быть добавлены другие материалы. На
пример, остеклованные сланцы, агенты улучшения свойств пласта, углеродные волокна, стекловолокна, металлические волокна, минеральные волокна, глина, коллоидные полимеры, стабилизаторы могут быть добавлены, чтобы повысить прочность полимера. Кроме того, другие материалы для борьбы с потерей циркуляции, такие как скорлупа черного ореха, частицы карбоната кальция, морские раковины и тому подобное, могут быть использованы с чувствительными к значению рН полимерами в буровой текучей среде.
Буровая текучая среда или буровой раствор представляет собой специально разработанную текучую среду, циркуляцию которой осуществляют через ствол скважины, чтобы содействовать операции бурения. Функции буровой текучей среды могут включать в себя без ограничения удаление бурового шлама из ствола скважины, охлаждение и смазывание бурового долота, содействие поддержанию бурильной колонны и бурильного долота и обеспечение гидростатического напора, чтобы поддержать целостность стенок ствола скважины, и предотвращение возникновения фонтанирования.
Часто желательно изменять плотность буровой текучей среды, чтобы поддержать баланс давления в стволе скважины и сохранить стабильность ствола скважины. Изменение плотности обычно осуществляют путем добавления утяжелителя к буровой текучей среде. Часто утяжелитель представляет собой барит (сульфат бария) (barite, иногда записываемый как baryte). Барит представляет собой нерастворимый материал, и дополнительные стабилизаторы обычно добавляют в буровую текучую среду, чтобы поддержать соль в суспендированном состоянии. Стабилизаторы могут включать в себя, например, загустители, агенты увеличения вязкости, гелеобразующие агенты и тому подобное.
Вода, используемая в вариантах осуществления рецептур буровых текучих сред настоящего изобретения, может представлять собой пресную воду или соленую воду (например, воду, содержащую одну или более солей, растворенных в ней, морскую воду, рассолы, насыщенную соленую воду и так далее). В общем, вода может присутствовать в количестве, достаточном для формирования закачиваемой суспензии.
Образец чувствительных к значению рН полимеров может быть получен свободнорадикальной полимеризацией в водном растворе, содержащем 1 ммоль/мл N-акрилоил-б-аминокапроновой кислоты (А6АСА), ^№-метиленбисакриламида (Bis-Am), 0,5% персульфата аммония (инициатор) и 0,1% тетра-метилэтилендиамина (ускоритель).
Чтобы синтезировать полимеры А6АСА, имеющие разное содержание сшивающего агента, 0,1, 0,2 и 0,5% (масс./об.) BisAm (Sigma-Aldrich, Inc.) добавляли к 1М депротонированному раствору А6АСА и полимеризовали, как описано выше, используя окислительно-восстановительные инициаторы персульфат аммония/тетраметилэтилендиамин (APS/TEMED), в течение 16 ч при 37°С. Чтобы создать полимеры с различными боковыми цепями, 1М растворы соответствующих мономеров (0,1291 г/мл для A2AGA, 0,157 г/мл для А4АВА, 0,185 г/мл для А6АСА, 0,213 г/мл для А8АСА и 0,241 г/мл для A11AUA) депро-тонировали, используя эквимолярное количество NaOH, и применяли
Сразу после синтеза два А6АСА гидрогеля быстро спаиваются друг с другом в течение 2 с, будучи приведенными в контакт в растворе с низким значением рН (рН <3). Соединенные гидрогели обнаруживают стойкую к воздействиям поверхность раздела, способную выдерживать свою собственную массу, повторное растяжение и действие кипящей воды. Образцы способны выдерживать сильные деформации и восстанавливать свои размер и форму после снятия напряжения. Опосредованное значение рН присоединения является обратимым: два присоединенных гидрогеля разделяются, будучи подвержены воздействию высокого значения рН (рН> 10). Например, два гидрогеля цилиндрической формы, которые были присоединены конец-в-конец, погружали в 1М NaOH при рН 14 на 10 мин, сразу после чего гидрогели разделялись. Затем разделившиеся гидрогели быстро промывали в PBS (фосфатный буферный раствор), чтобы удалить избыток NaOH, и повторно вводили в кислый раствор (рН 0,3), сразу после чего они повторно присоединялись друг к другу по прошествии менее 5 с контакта. Затем повторно присоединившиеся гидрогели повторно вводили в 1М раствор NaOH для разделения. Данный цикл присоединения-разделения осуществляли более 12 раз.
Исследование временной зависимости присоединения гидрогелей указывает на увеличение прочности линии спайки со временем в течение периода от 10 с до 24 ч. Гидрогели, которые были присоединены в течение 10 с, выдерживают напряжения более 2,04+0,07 кПа, тогда как таковые, присоединенные в течение более 5 мин, не срабатывают при приложении напряжения 2,7+0,2 кПа. В обоих случаях гидрогели всегда разрываются в объемной области, в то время как поверхность спайки остается неповрежденной, указывая на прочно присоединенную поверхность раздела. Низкая механическая прочность объемной области обусловлена присущей ей мягкой природе по сравнению с поверхностями, которые контактируют с раствором, имеющим низкое значение рН. Следовательно, межфазная область становится жесткой в результате протонирования карбоксильных групп и последующего усиления в их водородном связывании. В отличие от этого внутренние объемные области остаются мягкими, поскольку протоны не могут диффундировать в полимерную сетку в течение временных масштабов эксперимента. Однако после продолжительного воздействия (приблизительно 24 ч) раствора с низким значением рН гидрогели становятся способны выдерживать большие напряжения (35+5 кПа) и разрушаются по поверхности раздела. Более того, гидрогели, присоединенные в течение 24 ч, становятся непрозрачными из-за вызванного протонированием гидрофобного коллапса полимерных цепей.
Чтобы определить эффект, оказываемый плотностью сшивки на присоединение, получали гидрогели А6АСА с различным содержанием сшивающего агента. Самоприсоединение сильно зависит от степени сшивки и, тем самым, поведения гидрогелей при набухании. А именно прочность на поверхности раздела присоединенных гидрогелей уменьшается с увеличением содержания сшивающего агента. Снижение эффективности присоединения могло бы быть связано либо с ограниченной подвижностью боковых цепей, либо с уменьшением податливости гидрогелей с увеличением сшивки, где оба данных фактора могли бы затруднять образование водородных связей через поверхность раздела. Последний эффект, однако, по-видимому, является более вероятным объяснением, принимая во внимание то, что гидрогель все еще обнаруживает значительное набухание при высоких плотностях сшивки, что указывает на то, что молекулярные поры могли бы быть значительно больше, чем боковые цепи, и, таким образом, не препятствуют в значительной степени подвижности боковых цепей.
Исследование эффекта, оказываемого длиной боковых цепей на присоединение, путем синтеза гидрогелей с одинаковым содержанием сшивающего агента, но разными длинами боковых цепей, содержащих 1-10 метиленовых групп, на концах которых имеется карбоксильная группа, показало, что гидрогели с боковыми цепями, содержащими 1-3 и 10 метиленовых групп, не обнаруживают какого-либо присоединения, а таковые, содержащие 7 метиленовых групп ^-акрилоил-8-аминокаприловая кислота (А8АСА)], обнаруживают слабое присоединение. Гидрогелям А8АСА требовалось более 5 мин, чтобы присоединиться, и присоединенные гидрогели могли легко разделяться под воздействием малого напряжения (0,267+0,008 кПа). Таким образом, примечательно, что способность к присоединению зависит немонотонно от длины боковой цепи.
Раскрытые здесь варианты осуществления включают в себя
А. Способ, включающий в себя введение непосредственно в подземную зону, через которую проходит ствол скважины, смеси, имеющей первое значение рН, причем смесь содержит обособленные набухшие частицы полимерного материала, чувствительного к значению рН, способные обратимо присоединяться к другим набухшим частицам полимерного материала, и введение материала, достаточного для снижения значения рН полимерного материала, чувствительного к значению рН, до второго значения рН, меньшего, чем первое значение рН, тем самым приводя к тому, что набухшие частицы присоединяются друг к другу.
Вариант осуществления А может иметь один или более следующих дополнительных элементов в любом сочетании:
Элемент 1: где стадия введения материала, достаточного для снижения рН, имеет место после стадии введения непосредственно в подземную зону, через которую проходит ствол скважины, смеси, имеющей первое значение рН.
Элемент 2: где первое значение рН составляет от 4 до 14 или от 7 до 14.
Элемент 3: где второе значение рН составляет 4 или менее либо 3 или менее.
Элемент 4: где набухшие частицы состоят из полимера N-акрилоиловой кислоты.
Элемент 5: где набухшие частицы состоят из полимера N-акрилоиловой кислоты и где N-акрилоиловая кислота представляет собой ^акрилоил-6-аминокапроновую кислоту.
Элемент 6: где набухшие частицы представляют собой №акрилоил-6-аминокапроновую кислоту и где полимер №акрилоил-6-аминокапроновой кислоты полимеризован свободнорадикальной полимеризацией.
Элемент 7: где после стадии снижения значения рН полимерного материала имеет место введение материала, достаточного для повышения значения рН полимерного материала до первого значения рН, тем самым приводящее к обособлению набухших частиц друг от друга.
Следовательно, настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения упомянутых целей и преимуществ, а также тех, которые внутренне присущи ему. Конкретные варианты осуществления,
раскрытые выше, являются лишь иллюстративными, поскольку настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено на практике различными, но эквивалентными способами, очевидными специалистам в данной области, учитывая преимущества изложенных здесь идей. Кроме того, на показанные здесь детали конструкции или техническое решение не предполагается наложение ограничений, за исключением таковых, описанных в приведенной ниже формуле изобретения. Следовательно, очевидно, что раскрытые выше конкретные иллюстративные варианты осуществления могут быть изменены, объединены или модифицированы, и все такие варианты рассматриваются в рамках объема и сущности настоящего изобретения. Иллюстративно раскрытое здесь изобретение может быть реализовано на практике подходящим образом в отсутствии любого элемента, который конкретным образом не раскрыт здесь и/или любого необязательного элемента, раскрытого здесь. Хотя композиции и способы описаны в терминах "содержащий в себе", "содержащий" или "включающий в себя" различные компоненты или стадии, данные композиции и способы могут также "состоять, по существу, из" или "состоять из" данных различных компонентов и стадий. Все числа и диапазоны, описанные выше, могут изменяться на некоторое количество. Всякий раз, когда раскрыт численный диапазон с нижним пределом и верхним пределом, любое число и любой включенный диапазон, входящий в данный диапазон, раскрыт конкретным образом. В частности, каждый диапазон величин (в форме "от примерно а до примерно b", или эквивалентно "приблизительно от а до b", или эквивалентно "приблизительно а-b"), раскрытый здесь, следует понимать, как описывающий каждое число и диапазон, охватываемые рамками более широкого диапазона величин. Также термины в формуле изобретения имеют свое прямое обычное значение, если иное точно и ясно не определено заявителем. Более того, использованные в формуле изобретения формы единственного числа определены здесь как обозначающие один или более чем один элемент, к которому они относятся. Если существует какое-либо противоречие в использовании слова или термина в данном описании и в одном или более патенте или других документах, которые могут быть включены сюда путем ссылки, следует принимать определения, которые согласуются с данным описанием.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ предотвращения или уменьшения потери текучей среды в подземный пласт, включающий в себя
введение непосредственно в подземную зону, через которую проходит ствол скважины, смеси, имеющей первое значение рН, составляющее от 4 до 14, причем смесь содержит обособленные набухшие частицы полимерного материала, чувствительного к значению рН, способные обратимо присоединяться к другим набухшим частицам полимерного материала, чувствительного к значению рН, причем полимерный материал является полимером N-акрилоиламинокислоты, и
введение материала, достаточного для снижения значения рН полимерного материала, чувствительного к значению рН, до второго значения рН, меньшего, чем первое значение рН, где второе значение рН составляет 4 или менее, тем самым приводя к тому, что набухшие частицы присоединяются друг
к другу.
2. Способ по п.1, где введение материала, достаточного для снижения значения рН, имеет место после введения непосредственно в подземную зону, через которую проходит ствол скважины, смеси, имеющей первое значение рН.
3. Способ по п.1, где первое значение рН составляет от 7 до 14.
4. Способ по п.1, где второе значение рН составляет 3 или менее.
5. Способ по п.4, где полимер N-акрилоиламинокислоты представляет собой полимер N-акрилоил-6-аминокапроновой кислоты.
6. Способ по п.5, где используют полимер №акрилоил-6-аминокапроновой кислоты, полимеризо-ванный свободнорадикальной полимеризацией.
7. Способ по любому из пп.1-6, где полимерный материал, чувствительный к значению рН, является гидрогелем, синтезированным из №акрилоил-6-аминокапроновой кислоты и N,N'-метиленбисакриламида.
8. Способ по п.1, где после снижения рН полимерного материала, чувствительного к значению рН, дополнительно вводят материал, достаточный для повышения значения рН полимерного материала, чувствительного к значению рН, до первого значения рН, тем самым приводя к обособлению набухших частиц друг от друга.
2.
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
032091
- 1 -
032091
- 1 -
032091
- 1 -
032091
- 1 -
032091
- 1 -
032091
- 1 -
032091
- 4 -
032091
- 7 -
|
