EA 032224B1 20190430

	Патентная документация ЕАПВ
Запрос:	ea000032224b*\id
Результат:	ID\|Номер и дата охранного документа

больше ...

Термины запроса в документе

Реферат

[RU]

1. Способ обслуживания ствола скважины, контактирующего с подземной формацией, включающий этапы, на которых помещают флюид для обслуживания скважин, включающий буровой раствор и пластозакупоривающий материал, в зону потери циркуляции внутри ствола скважины, в котором пластозакупоривающий материал содержит полиэлектролитный многослойный материал и первый противоион, при этом указанный многослойный материал изготовлен за счет нанесения множества слоев, по меньшей мере, первого электролита на основной материал посредством приведения в контакт основного материала, по меньшей мере, с первым электролитом, причем основной материал включает целлюлозный материал; упругий графитовый углерод; измельченный каучук; ореховую скорлупу; диатомовую землю; хлопок; лесоматериал, измельченные стебли сахарного тростника, волокно; волосы, чешуйки слюды; пластиковые частицы; целлофановые листы; известняк; бумажнослоистый пластик на основе формальдегида, стержни кукурузных початков, синтетическое волокно, натуральное волокно, а также их сочетания, причем первый электролит включает хлорид полидиаллилдиметиламмония, поли-4-стиролсульфонат натрия, полиэтиленимин, соль полиаллиламмония, сополимер полималеиновой кислоты, частично гидролизованный полиакриламид, полиакрилатные сополимеры, а также их сочетания.

2. Способ по п.1, в котором многослойный материал изготавливают, используя послойную технологию.

3. Способ по п.1, в котором приведение в контакт основного материала с первым электролитом приводит к покрытию первым электролитом основного материала с образованием основного материала, покрытого первым электролитом.

4. Способ по п.3, в котором материал, покрытый первым электролитом, полученный путем однократного приведения в контакт основного материала с первым электролитом, имеет толщину покрытия, составляющую от 1 до 10 нм.

5. Способ по п.3 или 4, в котором упомянутый материал, покрытый первым электролитом, приводят в контакт со вторым электролитом.

6. Способ по п.1, в котором многослойный материал имеет суммарную толщину покрытия, составляющую от 1 до 100 нм.

7. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором буровой раствор представляет собой буровой раствор на водной основе, буровой раствор на масляной основе, эмульсию или обратную эмульсию.

8. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором пластозакупоривающий материал присутствует во флюиде для обслуживания скважин в количестве, составляющем от 14,265 кг/м ³ (5 фунтов на баррель) до 570,6 кг/м ³ (200 фунтов на баррель).

9. Способ по любому из пп.1-8, в котором пластозакупоривающий материал является гидрофобным.

10. Способ по любому из пп.1-8, в котором пластозакупоривающий материал является гидрофильным.

11. Способ по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающий этап приведения в контакт пластозакупоривающего материала со вторым противоионом.

12. Способ по п.11, в котором контакт пластозакупоривающего материала со вторым противоионом приводит к превращению пластозакупоривающего материала из гидрофобного в гидрофильный.

13. Способ по п.11, в котором изменение краевого угла смачивания водой пластозакупоривающего материала от более чем 90° до менее чем 90° обеспечивают посредством приведения в контакт пластозакупоривающего материала со вторым противоионом.

14. Способ по п.11, в котором превращение пластозакупоривающего материала из гидрофильного в гидрофобный обеспечивают посредством приведения в контакт пластозакупоривающего материала со вторым противоионом.

15. Способ по п.11, в котором изменение краевого угла смачивания водой пластозакупоривающего материала от менее чем 90° до более чем 90° обеспечивают посредством приведения в контакт пластозакупоривающего материала со вторым противоионом.

16. Способ по п.11, в котором приведение в контакт проводят внутри подземной формации.

17. Способ по п.16, в котором обеспечивают образование агломерированного пластозакупоривающего материала из пластозакупоривающего материала.

18. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором первый противоион включает галогениды; хлорид (Cl ^- ), перфтороктаноат (PFO), гептафторбутират (HFB), сульфонаты; фосфонаты, жирные кислоты, карбоксилаты, положительно заряженные противоионы, щелочные металлы, щелочно-земельные металлы, ионы аммония, ионы фосфония, ионы имидазолия, ионы пирролидиния, перфторированные соединения аммония, фосфония, имидазолия или пирролидиния, а также их сочетания.

19. Способ по пп.11-17 или 18, в котором второй противоион включает галогениды, хлорид (Cl ^- ), перфтороктаноат (PFO), гептафторбутират (HFB), сульфонаты; фосфонаты; жирные кислоты, карбоксилаты, положительно заряженные противоионы, щелочные металлы, щелочно-земельные металлы, ионы аммония, ионы фосфония, ионы имидазолия, ионы пирролидиния, перфторированные соединения аммония, фосфония, имидазолия или пирролидиния, а также их сочетания.

20. Флюид для обслуживания скважин, включающий буровой раствор и пластозакупоривающий материал, причем пластозакупоривающий материал включает полиэлектролитный многослойный материал и противоион, содержащий галогенид, причем указанный многослойный материал изготовлен за счет нанесения множества слоев, по меньшей мере, первого электролита на основной материал посредством приведения в контакт основного материала, включающего целлюлозный материал; упругий графитовый углерод; измельченный каучук; ореховую скорлупу; диатомовую землю; хлопок; лесоматериал, измельченные стебли сахарного тростника, волокно; волосы, чешуйки слюды; пластиковые частицы; целлофановые листы; известняк; бумажнослоистый пластик на основе формальдегида, стержни кукурузных початков, синтетическое волокно, натуральное волокно, а также их сочетания, по меньшей мере, с первым электролитом, и при этом пластозакупоривающий материал является гидрофильным.

21. Регулируемый пластозакупоривающий материал, включающий основной материал, включающий целлюлозный материал; упругий графитовый углерод; измельченный каучук; ореховую скорлупу; диатомовую землю; хлопок; лесоматериал, измельченные стебли сахарного тростника, волокно; волосы, чешуйки слюды; пластиковые частицы; целлофановые листы; известняк; бумажнослоистый пластик на основе формальдегида, стержни кукурузных початков, синтетическое волокно, натуральное волокно, а также их сочетания, полиэлектролитный многослойный материал на вышеупомянутом основном материале и противоион, причем многослойный материал имеет заряженную поверхность и включает первый электролитный слой и второй электролитный слой; где первый электролитный слой и второй электролитный слой включают хлорид полидиаллилдиметиламмония, поли-4-стиролсульфонат натрия, полиэтиленимин, соль полиаллиламмония, сополимер полималеиновой кислоты, частично гидролизованный полиакриламид, полиакрилатные сополимеры, а также их сочетания, причем первый электролитный слой и второй электролитный слой содержат различные электролиты, причем смачиваемость пластозакупоривающего материала является зависимой от противоиона.

22. Способ изменения смачиваемости пластозакупоривающего материала внутри скважины, включающий этапы, на которых вводят пластозакупоривающий материал в зону потери циркуляции внутри ствола скважины, причем пластозакупоривающий материал включает многослойную подложку, изготовленную за счет нанесения множества слоев, по меньшей мере, первого электролита на основной материал посредством приведения в контакт основного материала, включающего целлюлозный материал; упругий графитовый углерод; измельченный каучук; ореховую скорлупу; диатомовую землю; хлопок; лесоматериал, измельченные стебли сахарного тростника, волокно; волосы, чешуйки слюды; пластиковые частицы; целлофановые листы; известняк; бумажнослоистый пластик на основе формальдегида, стержни кукурузных початков, синтетическое волокно, натуральное волокно, а также их сочетания, по меньшей мере, с первым электролитом и первым противоионом, причем первый электролит включает хлорид полидиаллилдиметиламмония, поли-4-стиролсульфонат натрия, полиэтиленимин, соль полиаллиламмония, сополимер полималеиновой кислоты, частично гидролизованный полиакриламид, полиакрилатные сополимеры, а также их сочетания; и вводят второй противоион в ствол скважины, причем второй противоион инициирует обмен противоиона, и в результате этого регулируется смачиваемость пластозакупоривающего материала внутри скважины.

23. Способ по п.22, в котором пластозакупоривающий материал, помещаемый внутри скважины, является гидрофобным и ионообмен приводит к тому, что пластозакупоривающий материал становится гидрофильным.

Полный текст патента

(57) Реферат / Формула:

2. Способ по п.1, в котором многослойный материал изготавливают, используя послойную технологию.

6. Способ по п.1, в котором многослойный материал имеет суммарную толщину покрытия, составляющую от 1 до 100 нм.

9. Способ по любому из пп.1-8, в котором пластозакупоривающий материал является гидрофобным.

10. Способ по любому из пп.1-8, в котором пластозакупоривающий материал является гидрофильным.

16. Способ по п.11, в котором приведение в контакт проводят внутри подземной формации.

Евразийское 032224 (13) B1
патентное
ведомство
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ
(45) Дата публикации и выдачи патента 2019.04.30
(21) Номер заявки
201491424
(22) Дата подачи заявки 2013.01.25
(51) Int. Cl.
C09K 8/516 (2006.01) C09K 8/03 (2006.01) C09K 8/487 (2006.01)
(54) ПЛАСТОЗАКУПОРИВАЮЩИЕ МАТЕРИАЛЫ И СПОСОБЫ ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
(31) 13/423,769
(32) 2012.03.19
(33) US
(43) 2014.12.30
(86) PCT/US2013/023238
(87) WO 2013/141960 2013.09.26
(71) (73) Заявитель и патентовладелец:
ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)
(72) Изобретатель:
Ливанек Филип Уэйн, Миллер Мэттью Линн (US)
(74) Представитель:
Медведев В.Н. (RU) (56) LIMING WANG ET AL.: "Tunable Wettability and Rewritable Wettability Gradient from Superhydrophilicity to Superhydrophobicity", LANGMUIR, vol. 26, no. 14, 20 July 2010 (2010-07-20), pages 12203-12208, XP055058286, ISSN: 0743-7463, DOI: 10.1021/la101064c, cited in the application, the whole document
US-A1-2009221452
US-A1-2011118152
US-A1-2008058229
WO-A1-2008112009
(57) Способ обслуживания ствола скважины в контакте с подземной формацией, включающий помещение флюида для обслуживания скважин, включающего буровой раствор и пластозакупоривающий материал, в зону потери циркуляции внутри ствола скважины, в котором пластозакупоривающий материал включает полиэлектролитный многослойный материал и первый противоион. Флюид для обслуживания скважин включает буровой раствор и пластозакупоривающий материал, включающий полиэлектролитный многослойный материал и противоион, включающий галогенид, причем пластозакупоривающий материал имеет первое состояние, которое является гидрофильным. Регулируемый пластозакупоривающий материал включает основной материал, полиэлектролитный многослойный материал на вышеупомянутом основном материале, причем полиэлектролитный многослойный материал включает первый электролитный слой, второй электролитный слой и заряженную поверхность, и противоион, и смачиваемость пластозакупоривающего материала является зависимой от противоиона.
Область техники
Настоящее изобретение относится к материалам и композициям для обслуживания ствола скважины. Более конкретно, настоящее изобретение предлагает введение материалов и композиций в ствол скважины, пронизывающий подземную формацию, для уменьшения потерь бурового раствора в формации.
Уровень техники
Природные ресурсы, такие как нефть или газ, которые находятся в подземной формации, можно добывать посредством бурения скважины в данной формации. Подземную формацию обычно отделяют от других формаций, используя технологию, известную как цементирование скважины. В частности, ствол скважины, как правило, бурят вниз в подземную формацию, и при этом буровой раствор циркулирует через ствол скважины. После прекращения бурения в ствол скважины вводят колонну из труб, например, обсадных труб. Затем обычно осуществляется первичное цементирование, в процессе которого цементную суспензию закачивают вниз через колонну труб и в кольцевое пространство между колонной труб и стенками ствола скважины, что позволяет цементной суспензии затвердевать, образуя непроницаемую цементную колонну, и в результате этого герметизируется кольцевое пространство. После этого нефть или газ, которые находятся в подземной формации, можно добывать введением бурового раствора в скважину с использованием, например, градиента давления, который существует между формацией и стволом скважины, силу тяжести, вытеснение текучей среды с использованием насоса или силы другой текучей среды, вводимой в данную скважину или в соседнюю скважину.
Буровые растворы, используемые для обслуживания ствола скважины, могут уходить в подземную формацию, когда буровые растворы циркулируют в стволе скважины, буровые растворы иным способом вводятся в ствол скважины. В частности, буровые растворы могут уходить в подземную формацию и исчезать через истощенные зоны, зоны относительно низкого давления, зоны потери циркуляции, имеющие возникающие естественным путем трещины, слабые зоны, имеющие градиенты давления в трещинах, которые превышаются гидростатическим давлением бурового раствора, и т.д. В результате усложняется обслуживание, которое должны обеспечивать эти буровые растворы. Например, буровой раствор может уходить в формацию, и в результате этого циркуляция бурового раствора в стволе скважины прекращается и/или становится чрезмерно низким, чтобы осуществлять дальнейшее бурение ствола скважины.
В поиске средств, предотвращающих потерю циркулирующего бурового раствора, имеет значение относительная полярность подземной формации, которая может быть гидрофобной или гидрофильной, в зависимости от воздействия на поверхность подземных формаций одного или нескольких веществ на масляной основе или на водной основе. По существу, необходимо учитывать совместимость между материалами, используемыми для предотвращения потери циркулирующих буровых растворов, и поверхностью подземных формаций, с которой они взаимодействуют (например, с поверхностью, связанной с зоной потери циркуляции).
Соответственно, существует постоянная потребность в композициях и способах блокирования потока бурового раствора через зоны потери циркуляции в подземных пластах.
Сущность изобретения
В настоящем документе описан способ обслуживания ствола скважины в контакте с подземной формацией, включающий помещение флюида для обслуживания скважин, включающего буровой раствор и пластозакупоривающий материал, в зону потери циркуляции внутри ствола скважины, причем данный пластозакупоривающий материал включает полиэлектролитный многослойный материал и первый противоион.
Кроме того, в настоящем документе описан флюид для обслуживания скважин, включающий буровой раствор и пластозакупоривающий материал, включающий полиэлектролитный многослойный материал и противоион, включающий галогенид, причем данный пластозакупоривающий материал имеет первое состояние, которое является гидрофильным.
Кроме того, в настоящем документе описан регулируемый пластозакупоривающий материал, включающий основной материал, полиэлектролитный многослойный материал на вышеупомянутом основном материале, причем данный полиэлектролитный многослойный материал включает первый электролитный слой, второй электролитный слой и заряженную поверхность, и противоион, и смачиваемость пла-стозакупоривающего материала является зависимой от противоиона.
Кроме того, в настоящем документе описан способ изменения смачиваемости пластозакупориваю-щего материала внутри скважины, включающий введение пластозакупоривающего материала в зону потери циркуляции внутри ствола скважины, в котором пластозакупоривающий материал включает полиэлектролитный многослойный материал и первый противоион; и введение второго противоиона в ствол скважины, второй противоион, инициирующий обмен противоиона, и в результате этого регулируется смачиваемость пластозакупоривающего материала внутри скважины.
Выше приведено только общее описание отличительных особенностей и технических преимуществ настоящего изобретения, благодаря чему становится более понятным подробное описание настоящего изобретения, которое приведено ниже. Далее в настоящем документе будут описаны дополнительные
отличительные особенности и преимущества настоящего изобретения, которые составляют предмет формулы настоящего изобретения. Специалисты в данной области техники должны понимать, что описанные концепции и конкретные варианты осуществления можно легко использовать в качестве основы для модификации или создания других структур, которые позволяют осуществлять такие же задачи настоящего изобретения. Кроме того, специалисты в данной области техники должны понимать, что эквивалентные конструкции не отклоняются от идеи и не выходят за пределы объема настоящего изобретения, как изложено в прилагаемой формуле изобретения.
Краткое описание чертежей Для целей подробного описания настоящего изобретения далее будет сделана ссылка на прилагаемый чертеж, на котором представлено изменение смачиваемости при циклическом обмене противоио-нов.
Подробное описание
В настоящем документе описаны способы обслуживания ствола скважины в контакте с подземной формацией, включающие помещение флюида для обслуживания скважин, включающего пластозакупо-ривающий материал (пластозакупоривающие материалы), в зону потери циркуляции внутри ствола скважины. При использовании в настоящем документе термин "флюид для обслуживания скважин" означает флюид, используемый для бурения, заканчивания, эксплуатации, гидравлического разрыва, ремонта или подготовки ствола скважины каким-либо способом для добычи материалов, которые находятся в подземной формации, пронизываемой стволом скважины. Примеры флюидов для обслуживания скважин представляют собой, но не ограничиваются этим, цементные суспензии, буровые растворы или промывочные растворы, разделительные буровые растворы, буровые растворы для гидравлического разрыва или заканчивания скважин, причем все они являются известными в технике. Флюид для обслуживания скважин предназначается для использования в стволе скважины, который пронизывает подземную формацию. Следует понимать, что термин "подземная формация" распространяется на области под поверхностью земли и области под землей, которую покрывает вода, такая как морская или пресная вода.
Согласно некоторым вариантам осуществления флюид для обслуживания скважин включает буровой раствор и пластозакупоривающий материал. Пластозакупоривающий материал может характеризовать регулируемая смачиваемость. Смачивание означает способность жидкости сохранять контакт с твердой поверхностью, возникающий в результате межмолекулярных взаимодействий, когда они приближаются друг к другу. Степень смачивания (смачиваемость) определяется равновесием между силами адгезии и когезии.
Согласно варианту осуществления буровой раствор включает буровой раствор на водной основе, буровой раствор на масляной основе, буровой раствор на синтетической основе, а также их сочетания. В настоящем документе буровой раствор на водной основе означает буровой раствор, в котором вода или соленая вода представляет собой преобладающий компонент жидкой фазы. Согласно варианту осуществления буровой раствор на водной основе представляет собой эмульсию, имеющую водную текучую среду в качестве внешней или непрерывной фазы и неводную текучую среду в качестве внутренней или прерывистой фазы. Согласно варианту осуществления водная текучая среда в качестве текучего компонента бурового раствора на водной основе может, как правило, включать любую подходящую водную жидкость. Примеры подходящих водных текучих сред представляют собой, но не ограничиваются этим, морскую воду, пресную воду, встречающиеся в природе и изготовленные искусственным способом солевые растворы, содержащие органические и/или неорганические растворенные соли, жидкости, включающие смешивающиеся с водой органические соединения, а также их сочетания. Примеры подходящих солевых растворов представляют собой, но не ограничиваются этим, солевые растворы на хлоридной основе, на бромидной основе или на формиатной основе, содержащие однозарядные и/или многозарядные катионы, а также их сочетания. Примеры подходящих солевых растворов на хлоридной основе представляют собой, но не ограничиваются этим, хлорид натрия и хлорид кальция. Примеры подходящих солевых растворов на бромидной основе представляют собой, но не ограничиваются этим, бромид натрия, бромид кальция и бромид цинка. Примеры подходящих солевых растворов на формиатной основе представляют собой, но не ограничиваются этим, формиат натрия, формиат калия и формиат цезия. Согласно варианту осуществления, буровой раствор на водной основе включает более чем приблизительно 50% водной текучей среды и, в качестве альтернативы, более чем приблизительно 55, 60, 65, 70, 75, 80, 85 или 90% по отношению к суммарной массе бурового раствора.
Согласно некоторым вариантам осуществления флюид для обслуживания скважин включает буровой раствор на масляной основе. Согласно варианту осуществления буровой раствор на масляной основе включает неводную текучую среду в качестве преобладающего компонента жидкой фазы и/или обратные эмульсии, в которых непрерывная фаза представляет собой неводную текучую среду. Согласно варианту осуществления неводная текучая среда представляет собой масляную текучую среду. Примеры масляных текучих сред, подходящих для использования в буровом растворе на масляной основе, представляют собой, но не ограничиваются этим, минеральные масла, натуральные масла, синтетически произведенные масла, а также их сочетания. Более конкретно, примеры масляных текучих сред, подходящих для использования согласно настоящему изобретению представляют собой, но не ограничиваются этим, ди
зельное топливо, керосин, минеральное масло, синтетическое масло, в том числе полиолефины (например, альфа-олефины и/или внутренние олефины), полидиорганосилоксаны, сложные эфиры, сложные диэфиры карбоновых кислот, парафины, а также их сочетания. Примеры углеводородных текучих сред, подходящих для использования в буровом растворе на масляной основе, составляют, но не ограничиваются этим, органический текучий носитель PETROFREE, который представляет собой органический сложноэфирный флюид, INVERMUL RF, который представляет собой флюид на масляной основе, основной флюид ХР-07, который представляет собой синтетический парафиновый основной флюид, причем все эти материалы поставляет компания Baroid Drilling Fluids, а также углеводородный флюид ES-CAID 110, который представляет собой бензиновый дистиллят, поставляемый на продажу компанией EXXON-MOBIL Corp.
Согласно некоторым вариантам осуществления добавки можно включать в буровой раствор для улучшения или изменения его свойств. Примеры таких добавок представляют собой, но не ограничиваются этим, соли, ускорители, поверхностно-активные вещества, замедлители затвердевания, пеногасите-ли, предотвращающие осаждение вещества, утяжелители, диспергаторы, превращающиеся в стекловидную массу глины, вещества для кондиционирования формаций, а также их сочетания. Эти добавки можно включать индивидуально или в сочетании. Способы введения этих добавок и их эффективные количества становятся известными обычному специалисту в данной области техники с помощью настоящего изобретения.
Согласно некоторым вариантам осуществления флюид для обслуживания скважин включает пла-стозакупоривающий материал. Пластозакупоривающие материалы можно использовать, чтобы блокировать поток бурового раствора через зоны потери циркуляции в подземной формации. Кроме того, пласто-закупоривающие материалы, такие как пластозакупоривающие материалы, которые описаны в настоящем документе, можно использовать для улучшения способности выдерживать давление в стволе скважины при введении в области потери циркуляции. Согласно варианту осуществления пластозакупори-вающий материал дополнительно отличается шероховатой поверхностью.
Согласно варианту осуществления пластозакупоривающий материал включает полиэлектролитный многослойный материал, причем данный полиэлектролитный многослойный материал включает основной материал, имеющий множество электролитных слоев и заряженную поверхность. Пластозакупори-вающий материал может дополнительно включать противоион, который связан с заряженной поверхностью полиэлектролитного многослойного материала. Согласно варианту осуществления пластозакупори-вающий материал включает полиэлектролитный многослойный материал и первый противоион. Согласно следующему варианту осуществления пластозакупоривающий материал включает полиэлектролитный многослойный материал и второй противоион, причем первый противоион и второй противоион являются различными.
Согласно варианту осуществления смачиваемость пластозакупоривающего материала является зависимой от противоиона. Например, пластозакупоривающий материал может быть гидрофобным, когда он вступает в контакт с первым противоионом; однако контакт пластозакупоривающего материала с отличным от первого вторым противоионом может инициировать изменение смачиваемости пластозакупо-ривающего материала, таким образом, что контакт пластозакупоривающего материала со вторым проти-воионом приводит к тому, что пластозакупоривающий материал становится гидрофильным, или наоборот. Согласно варианту осуществления, пластозакупоривающий материал, относящийся к типу, который описан в настоящем документе, и имеющий полиэлектролитный многослойный материал, может проявлять изменение смачиваемости в зависимости от противоиона, с которым он вступает в контакт. Таким образом, пластозакупоривающий материал, относящийся к типу, который описан в настоящем документе, отличается регулируемой смачиваемостью, более конкретно зависящей от противоиона регулируемый смачиваемость.
Пластозакупоривающий материал, относящийся к типу, который описан в настоящем документе, может включать полиэлектролитный многослойный материал, который образуется путем сочетания, по меньшей мере, двух электролитов с основным материалом. Основной материал может включать целлюлозный материал; упругий графитовый углерод; измельченный каучук; ореховую скорлупу; диатомовую землю; хлопок; лесоматериал, измельченные стебли сахарного тростника, волокно; волосы, чешуйки слюды; пластмассовые частицы; целлофановые листы; известняк; бумажнослоистый пластик на основе формальдегида, стержни кукурузных початков, синтетическое волокно, натуральное волокно, а также их сочетания. Согласно варианту осуществления, основной материал представляет собой хлопок.
Электролиты можно связывать с основным материалом, используя любую подходящую технологию. Например, электролиты можно наносить как покрытие на основной материал. Согласно варианту осуществления, электролиты наносят на основной материал с использованием послойной технологии. Согласно такому варианту осуществления, полиэлектролитный многослойный материал образуется путем нанесения слоев одного или нескольких электролитных материалов на основной материал. Послойное нанесение электролитов представляет собой способ иммобилизации зарядов на разнообразных поверхностях. Технологию послойного нанесения можно осуществлять, используя подложку практически любого типа, без необходимости предварительной обработки подложки агрессивными химическими реа
гентами или физическими методами. Без намерения ограничиваться теорией, сделано предположение, что в многослойных материалах, изготовленных на основе электростатических взаимодействий, существуют избыточные заряды и связанные с ними противоионы, и что противоионы могут накапливаться, изменяя смачиваемость поверхности. Процедура изготовления полиэлектролитного многослойного материала обсуждается более подробно в работе Wang и др. "Регулируемая смачиваемость и воспроизводимое изменение смачиваемости от сверхгидрофильности до сверхгидрофобности", Langmuir, 2010 г., т. 26, выпуск 14, с. 12203-12208, которая во всей своей полноте включается в настоящий документ посредством ссылки.
Согласно варианту осуществления полиэлектролитный многослойный материал изготавливают, вводя основной материал в контакт с множеством электролитов. Например, основной материал (например, хлопок) можно вводить в контакт с первым электролитом и вторым электролитом. Согласно варианту осуществления первый электролит включает хлорид полидиаллилдиметиламмония, поли-4-стиролсульфонат натрия, полиэтиленимин, соль полиаллиламмония, сополимер полималеиновой кислоты, частично гидролизованный полиакриламид, полиакрилатные сополимеры, а также их сочетания, в то время как второй электролит может включать хлорид полидиаллилдиметиламмония, поли-4-стиролсульфонат натрия, полиэтиленимин, соль полиаллиламмония, сополимер полималеиновой кислоты, частично гидролизованный полиакриламид, полиакрилатные сополимеры, а также их сочетания. Согласно варианту осуществления, первый электролит включает хлорид полидиаллилдиметиламмония, и второй электролит включает поли-4-стиролсульфонат натрия. В качестве альтернативы, первый электролит включает поли-4-стиролсульфонат натрия, и второй электролит включает хлорид полидиаллилдиме-тиламмония.
Способ изготовления полиэлектролитного многослойного материала, относящегося к типу, который описан в настоящем документе, включает погружение основного материала (например, хлопка) в первый электролит (например, хлорид полидиаллилдиметиламмония) для получения покрытого основного материала и погружение покрытого основного материала во второй электролит (например, поли-4-стиролсульфонат натрия) для получения полиэлектролитного многослойного материала. Основной материал можно погружать в любое количество первого электролита в любых условиях, которые являются совместимыми с основным материалом и подходящими для образования покрытия электролита на основном материале. Например, основной материал можно погружать в первый электролит на период времени, составляющий от приблизительно 0,01 до приблизительно 3 ч, в качестве альтернативы, от приблизительно 0,1 до приблизительно 2 ч или, в качестве альтернативы, от приблизительно 1 до приблизительно 2 ч приблизительно при комнатной температуре. Аналогичные условия можно использовать для покрытия основного материала вторым электролитом.
Согласно некоторым вариантам осуществления на основной материал можно наносить любое число слоев электролита, которое является необходимым для достижения некоторой цели пользователя и/или процесса. Согласно варианту осуществления на основной материал наносят по меньшей мере два различных электролита. Согласно варианту осуществления полиэлектролитный многослойный материал включает по меньшей мере два слоя электролитов, причем первый слой представляет собой покрытие первого электролита и располагается рядом со вторым слоем, а второй слой представляет собой покрытие второго электролита. Кроме того, предусмотрено, что основной материал можно погружать в электролит таким образом, чтобы обеспечивать практически однородное покрытие, которое практически полностью покрывает доступную площадь поверхности основного материала. В настоящем документе термин "практически однородный" означает, что более чем приблизительно 90%, в качестве альтернативы, более чем приблизительно 91, 92, 93, 94, 95, 96 или 97% покрытия электролита на основном материале имеет сопоставимую толщину. В настоящем документе термин "практически полностью покрывает основной материал" означает, что более чем приблизительно 90%, в качестве альтернативы, более чем приблизительно 91, 92, 93, 94, 95, 96 или 97% площади поверхности основного материала покрывает электролит. Согласно некоторым вариантам осуществления основной материал можно покрывать таким образом, что образуется область основного материала, которую покрывает первый электролит, исключая второй электролит. В качестве альтернативы, основной материал можно покрывать таким образом, что образуется область основного материала, которую покрывает второй электролит, исключая первый электролит. Предусмотрено, что обычный специалист в данной области техники, используя преимущества настоящего изобретения, может иметь способность изготавливать полиэлектролитный многослойный материал, имеющий электролитные покрытия, нанесенные на основной материал любым образом или способом, который обеспечивает достижение некоторой цели пользователя и/или процесса.
Согласно варианту осуществления способ изготовления полиэлектролитного многослойного материала может дополнительно включать промывание покрытого основного материала перед погружением покрытого основного материала в электролитный раствор и/или между последовательными нанесениями покрытий электролитного раствора. В качестве альтернативы, способ изготовления полиэлектролитного многослойного материала может включать высушивание покрытого основного материала после промывания и/или перед погружением покрытого основного материала в первый или последующий электролитный раствор. Например, способ изготовления полиэлектролитного многослойного материала можно
разделять на циклы, где первый цикл включает погружение основного материала в электролитный раствор для изготовления покрытого основного материала. Покрытый основной материал можно промывать посредством погружения или контакта с промывочным раствором и после этого высушивать в любых условиях, подходящих для удаления избытка промывочного раствора и/или растворителя с покрытого основного материала. В совокупности промывание и/или высушивание покрытого основного материала называется в настоящем документе термином "обработка". Обработанный покрытый основной материал можно вводить во второй цикл, в котором обработанный покрытый основной материал погружают во второй электролит, который отличается от первого электролита (и необязательно промывают или высушивают), чтобы изготавливать полиэлектролитный многослойный материал. Полиэлектролитный многослойный материал можно вводить в любое число дополнительных циклов или процессов обработки, относящихся к типу, который описан в настоящем документе, чтобы обеспечивать достижение одной или нескольких целей пользователя и/или процесса.
Согласно варианту осуществления основной материал можно покрывать первым и вторым электролитом последовательно, как описано в настоящем документе. В качестве альтернативы, основной материал можно покрывать первым и вторым электролитом одновременно.
Согласно варианту осуществления в любом отдельном цикле образуется электролитное покрытие, имеющее толщину, которая составляет от приблизительно 1 до приблизительно 10 нм, в качестве альтернативы, от приблизительно 1 до приблизительно 7,5 нм или, в качестве альтернативы, от приблизительно 1 до приблизительно 5 нм. Согласно варианту осуществления полиэлектролитный многослойный материал вводят в циклы, относящиеся к типу, который описан в настоящем документе, причем их число должно быть достаточным, чтобы получился полиэлектролитный многослойный материал, имеющий суммарную толщину покрытия, которая представляет собой сумму значений толщины всех электролитных покрытий и составляет от приблизительно 1 до приблизительно 100 нм, в качестве альтернативы, от приблизительно 1 до приблизительно 50 нм или, в качестве альтернативы, от приблизительно 2 до приблизительно 30 нм. Толщину покрытия полиэлектролитного многослойного материала можно определять с использованием любой подходящей технологии. Например, толщину покрытия полиэлектролитного многослойного материала можно измерять, используя атомно-силовой микроскоп, работающий в полуконтактном режиме.
Согласно варианту осуществления полиэлектролитный многослойный материал, изготовленный, как описано в настоящем документе, является устойчивым к механическим или физическим силам, которые обычно приводят к тому, что электролитное покрытие отделяется или перестает связываться с основным материалом.
Полиэлектролитный многослойный материал, который описан в настоящем документе, имеет заряженную поверхность, которая нейтрализуется в присутствии противоионов. Примеры противоионов, подходящих для использования в настоящем изобретении, представляют собой, но не ограничиваются этим,
галогениды; хлорид; перфтороктаноат; гептафторбутират; сульфонаты; фосфонаты; жирные кислоты, карбоксилаты;
положительно заряженные противоионы, такие как щелочные металлв, щелочно-земельные металлы; ионы аммония; ионы фосфония; ионы имидазолия; ионы пирролидиния; перфторированные ионы аммония, фосфония, имидазолия или пирролидиния; а также их сочетания.
Согласно варианту осуществления смачиваемость пластозакупоривающего материала можно определять путем измерения краевого угла смачивания водой на поверхности пластозакупоривающего материала. Любую подходящую технологию можно использовать для измерения краевого угла смачивания водой. Поверхности, имеющие краевой угол смачивания водой, который составляет менее чем приблизительно 90°, считаются гидрофильными, в то время как поверхности, имеющие краевой угол смачивания водой, который составляет более чем приблизительно 90°, считаются гидрофобными.
Без намерения ограничиваться теорией, для пластозакупоривающего материала, относящегося к типу, который описан в настоящем документе, смачиваемость поверхности зависит от типа противоиона, координированного на заряженной поверхности. Согласно варианту осуществления пластозакупори-вающий материал, включающий полиэлектролитный многослойный материал, связанный зарядом с первым противоионом (например, Cl-), может проявлять малый краевой угол смачивания водой, и это означает, что поверхность имеет низкую поверхностную энергию и является гидрофильной. При обмене первого противоиона (например, Cl-) на второй противоион (например, PF6-), например, PF6- может заменять Cl-, увеличивается гидрофобность пластозакупоривающего материала, и при этом увеличивается краевой угол смачивания водой, что означает отталкивание молекул воды от имеющей высокую энергию гидрофобной поверхности. Согласно некоторым вариантам осуществления обмен противоионов могут подтверждать измерения методом рентгеновской фотоэлектронной спектроскопии. Согласно одному варианту осуществления пластозакупоривающего материала, который описан в настоящем документе, при поочередной адсорбции противоположно заряженных электролитов, таких как хлорид полидиаллилди-метиламмония и поли-4-стиролсульфонат натрия, может образовываться пластозакупоривающий материал, содержащий хлорид полидиаллилдиметиламмония на внешней поверхности, которую можно пере
ключать/регулировать, превращая ее состояние из гидрофильного в гидрофобное или наоборот. Согласно одному варианту осуществления пластозакупоривающего материала, который описан в настоящем документе, при поочередной адсорбции противоположно заряженных электролитов, таких как хлорид поли-диаллилдиметиламмония и поли-4-стиролсульфонат натрия, может образовываться пластозакупориваю-щий материал, содержащий поли-4-стиролсульфонат натрия на внешней поверхности, которую можно переключать/регулировать, превращая из гидрофильной в гидрофобную или наоборот. Таким образом, согласно некоторым вариантам осуществления регулируемая поверхность пластозакупоривающего материала является гидрофильной. Согласно следующему варианту осуществления регулируемая поверхность пластозакупоривающего материала является гидрофобной.
Без намерения ограничиваться теорией, пластозакупоривающий материал, содержащий полиэлектролитный многослойный материал, может отличаться положительно заряженной поверхностью, которая связана с отрицательно заряженным противоионом. Таким образом, изменения смачиваемости при обмене противоиона могут быть связаны с гидратационными характеристиками противоионов. Согласно некоторым вариантам осуществления пластозакупоривающий материал, включающий полиэлектролитный многослойный материал, нанесенный на основной материал, такой как хлопок, который имеет шероховатую поверхность, можно приводить к тому, что поверхность, содержащая первый противоион (например, Cl-), который является гидрофильным, проявляет краевой угол смачивания водой, составляющий менее чем приблизительно 5°. Замена противоионов Cl- в пластозакупоривающем материале вторым противоионом (например, таким как перфтороктаноат) приводит к тому, что поверхность становится гидрофобной и проявляет краевой угол смачивания водой, составляющий приблизительно 180°.
Согласно некоторым вариантам осуществления поверхность пластозакупоривающего материала находится в состоянии Вензеля (Wenzel); согласно следующему варианту осуществления поверхность пластозакупоривающего материала находится в состоянии Кассии (Cassie). В настоящем документе термин "состояние Вензеля" означает состояние, в котором капли воды на шероховатой гидрофобной поверхности находятся с шероховатой поверхностью в полном контакте, который также называется термином "смачиваемый контакт". В настоящем документе термин "состояние Кассии" означает состояние, в котором капли воды на шероховатой гидрофобной поверхности находятся в контакте с выступами шероховатой поверхности, а также с воздушными карманами между поверхностными канавками, что также называется термином "составной контакт". Согласно некоторым вариантам осуществления пластозаку-поривающий материал, который описан в настоящем документе, включает поверхность, имеющую краевой угол смачивания водой, который может составлять от приблизительно 0,1 до приблизительно 180°. Согласно варианту осуществления пластозакупоривающий материал, описанный в настоящем документе, включает поверхность, которая имеет краевой угол смачивания водой, который составляет менее чем приблизительно 90°, и является гидрофильный. В качестве альтернативы, пластозакупоривающий материал, описанный в настоящем документе, включает поверхность, которая имеет краевой угол смачивания водой, составляющий менее чем приблизительно 5°, и является сверхгидрофильной. В качестве альтернативы, пластозакупоривающий материал, описанный в настоящем документе, включает поверхность, которая имеет краевой угол смачивания водой, составляющий более чем приблизительно 90°, и является гидрофобной. В качестве альтернативы, пластозакупоривающий материал, описанный в настоящем документе, включает поверхность, которая имеет краевой угол смачивания водой, составляющий более чем приблизительно 120°, и является сверхгидрофобный.
Согласно варианту осуществления пластозакупоривающий материал присутствует в растворе для обслуживания скважин в количестве, составляющем от приблизительно 5 фунтов на баррель (14,265 кг/м3) до приблизительно 200 фунтов на баррель (570,6 кг/м3), в качестве альтернативы, от приблизительно 10 фунтов на баррель (28,53 кг/м3) до приблизительно 150 фунтов на баррель (427,95 кг/м3) или, в качестве альтернативы, от приблизительно 15 фунтов на баррель (42,795 кг/м3) до приблизительно 120 фунтов на баррель (342,36 кг/м3).
Согласно некоторым вариантам осуществления смачиваемость поверхности можно регулировать/переключать, превращая материал из гидрофобного в гидрофильный или наоборот, посредством обмена противоионов. Превращение пластозакупоривающего материала из гидрофобного в гидрофильный или наоборот можно осуществлять любое число раз для достижения некоторой цели пользователя и/или процесса. Согласно варианту осуществления изменение смачиваемости пластозакупоривающего материала представляет собой результат обмена противоионов перфтороктаноата и хлорида. Как представлено на фиг. 1, происходит изменение краевого угла смачивания водой для пластозакупоривающего материала в результате обмена противоионов Cl- и перфтороктаноата. Данный чертеж представляет уменьшение краевого угла смачивания водой в присутствии противоионов Cl-, свидетельствуя, что поверхность становится гидрофильной. Обратный обмен ионов Cl- и перфтороктаноата приводит к значительному увеличению краевого угла смачивания водой, свидетельствуя, что пластозакупоривающий материал теперь становится гидрофобным. Пластозакупоривающий материал можно подвергать обмену противоионов, в результате которого происходит изменение смачиваемости, которая, по меньшей мере, не изменяется и, в качестве альтернативы, изменяется, по меньшей мере, в 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 или 10 раз. Согласно некоторым вариантам осуществления пластозакупоривающий материал, относящийся к типу,
который описан в настоящем документе, динамически и обратимо регулируется между состояниями гид-рофильности и гидрофобности. Таким образом, согласно некоторым вариантам осуществления смачиваемость регулируемого пластозакупоривающего материала циклически изменяется между гидрофобным и гидрофильным состояниями.
Согласно некоторым вариантам осуществления смачиваемость регулируемых пластозакупориваю-щих материалов, которые описаны в настоящем документе, включает регулируемый градиент, и в результате этого противоионы выбирают таким образом, чтобы обеспечивать краевой угол смачивания водой, который составляет от менее чем приблизительно 5° до приблизительно 180°, в результате чего получаются поверхности, которые изменяют свое состояние от сверхгидрофильного до сверхгидрофобного. Согласно варианту осуществления, противоион включает гептафторбутират. Согласно варианту осуществления, противоион включает бис(трифторметансульфонил)имидный анион.
Пластозакупоривающие материалы, которые описаны в настоящем документе, можно вводить в ствол скважины, чтобы предотвращать потерю водных или неводных текучих сред в зонах потери циркуляции, таких как пустоты, кавернозные зоны, а также естественные или искусственно инициированные разрывы в процессе бурения. Пластозакупоривающие материалы, которые описаны в настоящем документе, могут представлять собой единый материал, который является одновременно совместимыми со смачиваемыми маслом и смачиваемыми водой системами обслуживания ствола скважины в зависимости от соответствующего противоиона.
Согласно некоторым вариантам осуществления способ блокирования потока бурового раствора через зону потери циркуляции в подземной формации включает помещение флюида для обслуживания скважин, включающего пластозакупоривающий материал в зону потери циркуляции, в котором вышеупомянутый пластозакупоривающий материал включает полиэлектролитный многослойный материал и первый противоион. Способ дополнительно включает введение второго противоиона в вышеупомянутый флюид для обслуживания скважин, что инициирует обмен противоиона, и в результате этого регулируется смачиваемость пластозакупоривающего материала. Таким образом, согласно варианту осуществления, пластозакупоривающий материал проявляет первое состояние, которое является гидрофильным или гидрофобным в зависимости от природы первого противоиона, и при обмене первого противоиона и второго противоиона пластозакупоривающий материал проявляет второе состояние, которое является противоположным по отношению к первому состоянию (т.е. является гидрофобным или гидрофильным, соответственно).
Согласно варианту осуществления способ обслуживания ствола скважины включает регулирование/превращение смачиваемости пластозакупоривающего материала внутри скважины. Данный способ может включать введение пластозакупоривающего материала в зону потери циркуляции внутрь ствола скважины, причем этот пластозакупоривающий материал включает полиэлектролитный многослойный материал и первый противоион, и пластозакупоривающий материал является гидрофильным. Введение второго противоиона в ствол скважины может приводить к обмену первого противоиона и второго про-тивоиона, причем второй противоион является гидрофобным по своей природе и придает пластозакупо-ривающему материалу гидрофобные свойства. Введение второго противоиона в ствол скважины можно осуществлять с использованием любой подходящей технологии. Например, в качестве альтернативы, второй противоион может представлять собой компонент флюида для обслуживания скважин, который вводят в ствол скважины; раствор второго противоиона можно изготавливать и вводить в ствол скважины.
Согласно альтернативному варианту осуществления способ может включать введение пластозаку-поривающего материала в зону потери циркуляции внутри ствола скважины, причем данный пластоза-купоривающий материал включает полиэлектролитный многослойный материал и первый противоион, и пластозакупоривающий материал является гидрофобным. Введение второго противоиона в ствол скважины может приводить к обмену первого противоиона и второго противоиона, в котором второй проти-воион является гидрофильным по своей природе и придает пластозакупоривающему материалу гидрофильные свойства. Внутри скважины превращение смачиваемости пластозакупоривающего материала предоставляет преимущество того, что пластозакупоривающий материал, который имеет полярность, совместимую со стволом скважины и/или подземной формации, получает возможность поступать в зоны потери циркуляции, и уменьшается потеря бурового раствора в вышеупомянутых зонах. Помимо того, что пластозакупоривающий материал, который первоначально поступает в зоны потери циркуляции, имеет полярность, которая является совместимой со стволом скважины и/или подземной формацией, он имеет размер частиц, который позволяет данному материалу оставаться диспергированным в объеме флюида для обслуживания скважин и проходить через буровое долото. При обмене противоиона пласто-закупоривающий материал испытывает превращение смачиваемости, которое приводит к агломерации пластозакупоривающего материала, и в результате этого образуются более крупные частицы, которые могут дополнительно препятствовать потере буровых растворов в трещинах или других областях в зонах потери циркуляции. Согласно варианту осуществления агломерированный пластозакупоривающий материал может задерживать или предотвращать потерю бурового раствора в более крупных трещинах в объеме зоны потери циркуляции. Внутри скважины превращение смачиваемости пластозакупоривающих
материалов согласно настоящему изобретению преимущественно способствует образованию крупных частиц из мелких частиц пластозакупоривающего материала, которые проходят через буровое долото, и в результате этого снижается риск закупоривания буровой колонны и инструментов внутри скважины.
Согласно варианту осуществления компоненты флюида для обслуживания скважин объединяются на месте применения в стволе скважины, испытывающей потерю бурового раствора. В качестве альтернативы, компоненты флюида для обслуживания скважин объединяются предварительно, а затем используются на месте применения в стволе скважины, испытывающей потерю бурового раствора.
Согласно следующему варианту осуществления второй противоион можно добавлять во флюид для обслуживания скважин одновременно с пластозакупоривающим материалом. Согласно таким вариантам осуществления второй противоион может присутствовать в такой форме, которая обеспечивает пролонгированное высвобождение второго противоиона (например, второй противоион может быть инкапсулированным), таким образом, что второй противоион при высвобождении вступает в контакт с полиэлектролитным многослойным материалом и обменивается с первым противоионом после некоторого периода задержки, желательного для пользователя и/или процесса. Таким образом, смачиваемость пластозаку-поривающего материала переключается после некоторого заданного периода времени.
Согласно следующему варианту осуществления второй противоион вводится в ствол скважины в некоторый момент времени после того, как пластозакупоривающий материал вводится в флюид для обслуживания скважин. Таким образом, второй противоион, согласно некоторым вариантам осуществления, вводится непосредственно в ствол скважины для регулирования или превращения смачиваемости пластозакупоривающего материала, который уже находится внутри ствола скважины; таким образом, обеспечивается способ изменения смачиваемости пластозакупоривающих материалов, которые уже находятся внутри скважины.
Пластозакупоривающие материалы согласно настоящему изобретению могут обеспечивать ограничение потери бурового раствора в течение достаточно короткого периода времени, что позволяет оператору не поднимать буровое долото из скважины, и, таким образом, уменьшается время непроизводительного нахождения буровой установки на скважине. Согласно некоторым вариантам осуществления материалы, композиции и способы, которые описаны в настоящем документе, представляют собой средства изменения смачиваемости пластозакупоривающего материала внутри скважины посредством превращения смачиваемости пластозакупоривающего материала. Это превращение смачиваемости инициируется посредством введения второго противоиона, что вызывает простой обмен противоиона на поверхности полиэлектролитного многослойного материала, и в результате этого регулируется степень гидрофобно-сти/гидрофильности пластозакупоривающего материала и его способность разгерметизировать или закупоривать отверстия в подземной формации. Данная технология превращения обеспечивает обратимость эффекта противоиона, и, следовательно, обеспечивается превращение состояния поверхности из гидрофильного в гидрофобное или наоборот, согласно изменениям требований к бурению. Кроме того, использование пластозакупоривающего материала, относящегося к типу, который описан в настоящем документе, обеспечивает единый способ сокращения потери бурового раствора, который является одновременно совместимым с гидрофобными и гидрофильными средами. Использование обмена противоио-на для регулирования смачиваемости пластозакупоривающего материала позволяет материалу, который может изменять проницаемость формации, обеспечивать широкое разнообразие преимуществ, таких как уменьшение или предотвращение потери буровых растворов в формации, повышение добычи нефти или упрощение производства.
Хотя выше представлены и описаны варианты осуществления, их модификации может производить специалист в данной области техники без выхода за пределы объема и отклонения от сущности настоящего изобретения. Варианты осуществления, которые описаны в настоящем документе, представляют собой исключительно примеры и не являются ограничительными. Многочисленные вариации и модификации систем, устройств и процессов, описанных в настоящем документе, являются возможными и находятся в пределах объема настоящего изобретения. Например, могут быть изменены относительные размеры разнообразных частей, материалы, из которых изготовлены разнообразные части, а также другие параметры. Соответственно, объем правовой охраны не ограничивается вариантами осуществления, описанными в настоящем документе, но ограничивается исключительно следующей формулой изобретения, причем данный объем включает все эквиваленты предмета формулы настоящего изобретения.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ обслуживания ствола скважины, контактирующего с подземной формацией, включающий этапы, на которых
помещают флюид для обслуживания скважин, включающий буровой раствор и пластозакупори-вающий материал, в зону потери циркуляции внутри ствола скважины, в котором пластозакупориваю-щий материал содержит полиэлектролитный многослойный материал и первый противоион, при этом указанный многослойный материал изготовлен за счет нанесения множества слоев, по меньшей мере, первого электролита на основной материал посредством приведения в контакт основного материала, по
меньшей мере, с первым электролитом, причем основной материал включает целлюлозный материал; упругий графитовый углерод; измельченный каучук; ореховую скорлупу; диатомовую землю; хлопок; лесоматериал, измельченные стебли сахарного тростника, волокно; волосы, чешуйки слюды; пластиковые частицы; целлофановые листы; известняк; бумажнослоистый пластик на основе формальдегида, стержни кукурузных початков, синтетическое волокно, натуральное волокно, а также их сочетания, причем первый электролит включает хлорид полидиаллилдиметиламмония, поли-4-стиролсульфонат натрия, полиэтиленимин, соль полиаллиламмония, сополимер полималеиновой кислоты, частично гидролизо-ванный полиакриламид, полиакрилатные сополимеры, а также их сочетания.
2. Способ по п.1, в котором многослойный материал изготавливают, используя послойную технологию.
3. Способ по п.1, в котором приведение в контакт основного материала с первым электролитом приводит к покрытию первым электролитом основного материала с образованием основного материала, покрытого первым электролитом.
4. Способ по п.3, в котором материал, покрытый первым электролитом, полученный путем однократного приведения в контакт основного материала с первым электролитом, имеет толщину покрытия, составляющую от 1 до 10 нм.
5. Способ по п.3 или 4, в котором упомянутый материал, покрытый первым электролитом, приводят в контакт со вторым электролитом.
6. Способ по п.1, в котором многослойный материал имеет суммарную толщину покрытия, составляющую от 1 до 100 нм.
7. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором буровой раствор представляет собой буровой раствор на водной основе, буровой раствор на масляной основе, эмульсию или обратную эмульсию.
8. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором пластозакупоривающий материал присутствует во флюиде для обслуживания скважин в количестве, составляющем от 14,265 кг/м3 (5 фунтов на баррель) до 570,6 кг/м3 (200 фунтов на баррель).
9. Способ по любому из пп.1-8, в котором пластозакупоривающий материал является гидрофобным.
10. Способ по любому из пп.1-8, в котором пластозакупоривающий материал является гидрофильным.
11. Способ по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающий этап приведения в контакт пластозакупоривающего материала со вторым противоионом.
12. Способ по п.11, в котором контакт пластозакупоривающего материала со вторым противоионом приводит к превращению пластозакупоривающего материала из гидрофобного в гидрофильный.
13. Способ по п.11, в котором изменение краевого угла смачивания водой пластозакупоривающего материала от более чем 90° до менее чем 90° обеспечивают посредством приведения в контакт пластоза-купоривающего материала со вторым противоионом.
14. Способ по п.11, в котором превращение пластозакупоривающего материала из гидрофильного в гидрофобный обеспечивают посредством приведения в контакт пластозакупоривающего материала со вторым противоионом.
15. Способ по п.11, в котором изменение краевого угла смачивания водой пластозакупоривающего материала от менее чем 90° до более чем 90° обеспечивают посредством приведения в контакт пластоза-купоривающего материала со вторым противоионом.
16. Способ по п.11, в котором приведение в контакт проводят внутри подземной формации.
17. Способ по п.16, в котором обеспечивают образование агломерированного пластозакупориваю-щего материала из пластозакупоривающего материала.
18. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором первый противоион включает гало-гениды; хлорид (Cl-), перфтороктаноат (PFO), гептафторбутират (HFB), сульфонаты; фосфонаты, жирные кислоты, карбоксилаты, положительно заряженные противоионы, щелочные металлы, щелочноземельные металлы, ионы аммония, ионы фосфония, ионы имидазолия, ионы пирролидиния, перфтори-рованные соединения аммония, фосфония, имидазолия или пирролидиния, а также их сочетания.
19. Способ по пп.11-17 или 18, в котором второй противоион включает галогениды, хлорид (Cl-), перфтороктаноат (PFO), гептафторбутират (HFB), сульфонаты; фосфонаты; жирные кислоты, карбокси-латы, положительно заряженные противоионы, щелочные металлы, щелочно-земельные металлы, ионы аммония, ионы фосфония, ионы имидазолия, ионы пирролидиния, перфторированные соединения аммония, фосфония, имидазолия или пирролидиния, а также их сочетания.
20. Флюид для обслуживания скважин, включающий буровой раствор и пластозакупоривающий материал, причем пластозакупоривающий материал включает полиэлектролитный многослойный материал и противоион, содержащий галогенид, причем указанный многослойный материал изготовлен за счет нанесения множества слоев, по меньшей мере, первого электролита на основной материал посредством приведения в контакт основного материала, включающего целлюлозный материал; упругий графитовый углерод; измельченный каучук; ореховую скорлупу; диатомовую землю; хлопок; лесоматериал, измельченные стебли сахарного тростника, волокно; волосы, чешуйки слюды; пластиковые частицы;
10.
целлофановые листы; известняк; бумажнослоистый пластик на основе формальдегида, стержни кукурузных початков, синтетическое волокно, натуральное волокно, а также их сочетания, по меньшей мере, с первым электролитом, и при этом пластозакупоривающий материал является гидрофильным.
21. Регулируемый пластозакупоривающий материал, включающий основной материал, включающий целлюлозный материал; упругий графитовый углерод; измельченный каучук; ореховую скорлупу; диатомовую землю; хлопок; лесоматериал, измельченные стебли сахарного тростника, волокно; волосы, чешуйки слюды; пластиковые частицы; целлофановые листы; известняк; бумажнослоистый пластик на основе формальдегида, стержни кукурузных початков, синтетическое волокно, натуральное волокно, а также их сочетания, полиэлектролитный многослойный материал на вышеупомянутом основном материале и противоион, причем многослойный материал имеет заряженную поверхность и включает первый электролитный слой и второй электролитный слой; где первый электролитный слой и второй электролитный слой включают хлорид полидиаллилдиметиламмония, поли-4-стиролсульфонат натрия, полиэти-ленимин, соль полиаллиламмония, сополимер полималеиновой кислоты, частично гидролизованный по-лиакриламид, полиакрилатные сополимеры, а также их сочетания, причем первый электролитный слой и второй электролитный слой содержат различные электролиты, причем смачиваемость пластозакупори-вающего материала является зависимой от противоиона.
22. Способ изменения смачиваемости пластозакупоривающего материала внутри скважины, включающий этапы, на которых
вводят пластозакупоривающий материал в зону потери циркуляции внутри ствола скважины, причем пластозакупоривающий материал включает
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
многослойную подложку, изготовленную за счет нанесения множества слоев, по меньшей мере, первого электролита на основной материал посредством приведения в контакт основного материала, включающего целлюлозный материал; упругий графитовый углерод; измельченный каучук; ореховую скорлупу; диатомовую землю; хлопок; лесоматериал, измельченные стебли сахарного тростника, волокно; волосы, чешуйки слюды; пластиковые частицы; целлофановые листы; известняк; бумажнослоистый пластик на основе формальдегида, стержни кукурузных початков, синтетическое волокно, натуральное волокно, а также их сочетания, по меньшей мере, с первым электролитом и первым противоионом, причем первый электролит включает хлорид полидиаллилдиметиламмония, поли-4-стиролсульфонат натрия, полиэтиленимин, соль полиаллиламмония, сополимер полималеиновой кислоты, частично гидролизо-ванный полиакриламид, полиакрилатные сополимеры, а также их сочетания; и вводят второй противо-ион в ствол скважины, причем второй противоион инициирует обмен противоиона, и в результате этого регулируется смачиваемость пластозакупоривающего материала внутри скважины.
23. Способ по п.22, в котором пластозакупоривающий материал, помещаемый внутри скважины, является гидрофобным и ионообмен приводит к тому, что пластозакупоривающий материал становится гидрофильным.
032224
- 1 -
(19)
032224
- 1 -
(19)
032224
- 1 -
(19)
032224
- 4 -
(19)