Патентная документация ЕАПВ

 
Запрос :  ea000020861b*\id

больше ...
Термины запроса в документе


Полный текст патента

(57) Реферат / Формула:

1. Композиция для гравийной набивки, включающая: 1) эмульсию вода-в-масле, содержащую: а) непрерывную органическую фазу, включающую от 0,1 до 5 об.% эмульсии неионогенного или катионного ПАВ и от 0,25 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита, б) диспергированную водную фазу, включающую от 0,05 до 3 об.% эмульсии частичного сложного эфира полиола и по крайней мере одной С 6 22 жирной кислоты и по крайней мере одно соединение, выбранное из группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и в) агент для контроля плотности, и 2) гравий.

2. Композиция для гравийной набивки по п.1, где неионогенное или катионное ПАВ включает эфир полимеризованной ненасыщенной монокарбоновой жирной кислоты.

3. Композиция для гравийной набивки по п.1 или 2, где сложный эфир сорбита включает моноолеат сорбита.

4. Композиция для гравийной набивки по любому из предшествующих пунктов, где кислота выбрана из группы, включающей муравьиную кислоту, уксусную кислоту, пропионовую кислоту и лимонную кислоту.

5. Композиция для гравийной набивки по любому из предшествующих пунктов, где хелатирующий агент включает натриевую или калиевую соль полиаминокарбоновых кислот.

6. Композиция для гравийной набивки по любому из предшествующих пунктов, где частичный сложный эфир полиола включает сложные эфиры жирных кислот и смеси глицерина, моноглицерина, диглицерина, триглицерина, тетраглицерина и пентаглицерина.

7. Композиция для гравийной набивки по любому из предшествующих пунктов, где агент для контроля плотности включает водорастворимую соль, катион которой выбран из группы, включающей кальций, магний, цезий, натрий и калий, а анион выбран из группы, включающей формиат, хлорид и бромид.

8. Композиция для гравийной набивки по любому из предшествующих пунктов, где гравий имеет частицы размером от 1680 до 1000 мкм (от 12 до 18 меш по американской шкале) или от 420 до 210 мкм (от 40 до 70 меш по американской шкале).

9. Композиция для гравийной набивки по любому из предшествующих пунктов, где эмульсия дополнительно включает в качестве стабилизатора эмульсии этоксилированную жирную кислоту.

10. Набор компонентов для гравийной набивки, включающий: 1) эмульсию вода-в-масле, содержащую: а) непрерывную органическую фазу, включающую от 0,1 до 5 об.% эмульсии неионогенного или катионного ПАВ и от 0,25 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита, б) диспергированную водную фазу, включающую от 0,05 до 3 об.% эмульсии частичного сложного эфира полиола и по крайней мере одной С 6 22 жирной кислоты и по крайней мере одно соединение, выбранное из группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и в) агент для контроля плотности, и 2) гравий.

11. Способ получения композиции для гравийной набивки, который заключается в том, что смешивают 1) эмульсию вода-в-масле, содержащую: а) непрерывную органическую фазу, включающую от 0,1 до 5 об.% эмульсии неионогенного или катионного ПАВ и от 0,25 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита, б) диспергированную водную фазу, содержащую от 0,05 до 3 об.% эмульсии частичного сложного эфира полиола и по крайней мере одной С 6 22 жирной кислоты и по крайней мере одно соединение, выбранное из группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и в) агент для контроля плотности, и 2) гравий.

12. Способ гравийной набивки ствола скважины в подземном пласте, включающий стадию закачивания в ствол скважины композиции для гравийной набивки по любому из пп.1-9.

13. Применение эмульсии вода-в-масле, содержащей: а) непрерывную органическую фазу, включающую от 0,1 до 5 об.% эмульсии неионогенного или катионного ПАВ и от 0,25 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита, б) диспергированную водную фазу, включающую от 0,05 до 3 об.% эмульсии частичного сложного эфира полиола и по крайней мере одной С 6 22 жирной кислоты и по крайней мере одно соединение, выбранное из группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и в) агент для контроля плотности, в качестве жидкости-носителя для набивки ствола скважины в подземном пласте.

14. Эмульсия вода-в-масле, содержащая: а) от 30 до 70 об.% эмульсии непрерывной органической фазы, включающей масло, и от 0,3 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита, б) диспергированную водную фазу, содержащую от 0,2 до 2 об.% эмульсии частичного сложного эфира полиола и по крайней мере одной С 6 22 жирной кислоты и по крайней мере одно соединение, выбранное из группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и в) агент для контроля плотности.


Евразийское 020861 (13) B1
патентное
ведомство
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ
(45) Дата публикации и выдачи патента 2015.02.27
(21) Номер заявки 201200324
(22) Дата подачи заявки 2010.08.20
(51) Int. Cl. E21B 43/04 (2006.01) C09K 8/50 (2006.01)
(54) КОМПОЗИЦИЯ ФЛЮИДА И ЭМУЛЬСИЯ ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ В ГРАВИЙНОЙ НАБИВКЕ, СПОСОБ ИХ ПОЛУЧЕНИЯ И НАБОР
(31) 09252090.7 (56) US-A1-2005139354
(32) 2009.08.28 US^1-20062?2815
(33) EP
(43) 2012.09.28
(86) PCT/GB2010/001584
(87) WO 2011/023940 2011.03.03
(71) (73) Заявитель и патентовладелец:
БП ЭКСПЛОРЕЙШН ОПЕРЕЙТИНГ КОМПАНИ ЛИМИТЕД (GB)
(72) Изобретатель:
Айтхожина Дана, Булгачев Роман Владимирович, Росс Мартин Александер, Туайнем Аллан Джеффри
(GB)
(74) Представитель:
Веселицкая И.А., Кузенкова Н.В., Веселицкий М.Б., Каксис Р.А., Белоусов Ю.В., Куликов А.В., Кузнецова Е.В. (RU)
(57) В изобретении описана композиция для гравийной набивки, включающая 1) эмульсию вода-в-масле, включающую а) непрерывную органическую фазу, включающую от 0,1 до 5 об.% эмульсии неионогенного или катионного ПАВ и от 0,25 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита, б) диспергированную водную фазу, включающую от 0,05 до 3 об.% эмульсии частичного эфира полиола и по крайней мере одной C6-C22жирной кислоты и по крайней мере одно соединение, выбранное из группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и в) агент для контроля плотности, и 2) гравий. Флюид характеризуется отсроченным распадом вплоть до приблизительно 72 ч, что позволяет удалять глинистую корку бурового раствора. Настоящее изобретение относится также к способам получения композиций и эмульсий, предназначенных для применения в гравийных фильтрах.
Настоящее изобретение относится к композициям для гравийной набивки, к способам получения композиций и эмульсий, предназначенных для применения в гравийных фильтрах.
Установка "гравийной набивки" в стволах пробуренных скважин является широко распространенным способом. Гравий, который присутствует в форме крупнозернистого песка или керамического материала, выполняет функцию фильтра, сводя к минимуму выработку твердых частиц и их перемещение в эксплуатационную и нагнетательную скважины в пласте-коллекторе углеводородов, прежде всего выработку мелкозернистого песка. Указанные твердые частицы могут вызвать значительный износ скважин-ных фильтров и эксплуатационного оборудования скважин, системы трубопровода, насосов, клапанов и другого оборудования, применяемого для извлечения углеводородов из пласта, а также представляют проблему при переработке больших количеств нефтеносного песка у поверхности. Кроме эрозии и проблем с переработкой, указанные твердые частицы могут вызвать значительное снижение производительности/приемистости вследствие забивания скважины вырабатываемым песком.
В основном, стандартный способ размещения гравия включает подачу гравия с использованием жидкости-носителя, прокачиваемой в область между пригодным фильтром, установленным в стволе скважины, и самим пластом. Правильный выбор жидкости-носителя имеет большое значение. Жидкостями-носителями являются флюиды "на водной основе" или "на нефтяной основе", и они представляют собой однофазные жидкости-носители или присутствуют в форме эмульсий. Например, эмульсия вода-в-масле включает капли воды (или водной фазы), суспендированные в непрерывной масляной фазе.
Большинство коммерческих композиций жидкостей-носителей являются флюидами "на водной основе". Указанные флюиды обычно содержат соли металлов, предназначенные для контроля их плотности и для повышения их пригодности для применения в конкретных пластах, и их можно также отнести к солевым растворам или к флюидам "на основе солевых растворов". Однако недостаток жидкостей-носителей на водной основе заключается в их несовместимости с буровыми растворами на нефтяной основе, которые использовались ранее в пласте. В связи с этим, были предложены жидкости-носители на нефтяной основе, включающие эмульсии вода-в-масле.
Например, в заявке WO 01/61148 описаны способы очистки буровых растворов на нефтяной основе и водной основе от фильтрационной корки и способы гравийной набивки. В указанной заявке в состав жидкости-носителя включают "агент для модификации рН", который "обращает" эмульсию вода-в-масле, уже присутствующую в фильтрационной корке (которая отлагается на стенке ствола скважины из бурового раствора), и превращает ее в эмульсию масло-в-воде, таким образом, фильтрационная корка удаляется входящими в ее состав агентами. Указанная заявка относится к системам, в которых в качестве бурового раствора используется эмульсия вода-в-масле.
В заявке WO 2008/129160 описан раствор для заканчивания водонагнетательной скважины. В стволе эксплуатационной скважины флюид поступает из пласта в ствол скважины. В водонагнетательной скважине флюид поступает из ствола скважины в пласт. В результате твердые вещества из бурового раствора, которые образуют корку на поверхности песка в ходе операций бурения, могут забивать поры пласта при закачивании воды. Эмульсия, описанная в заявке WO 2008/129160, является стабильной в течение короткого периода времени, что позволяет ее прокачивать, но разрушается в течение приблизительно 24 ч, что дает возможность продуктам в составе обеих фаз оказывать воздействие на пласт.
В патенте US 2005/139354 описан способ гравийной набивки с использованием жидкости-носителя на нефтяной основе. Флюид представляет собой эмульсию вода-в-масле и включает специальный эмульгатор, основу которого составляет выбранный эфир жирной кислоты и сорбита, характеризующийся определенным пиком на хроматограмме гель-проникающей хроматографии (ГПХ).
В настоящем изобретении предлагаются следующие объекты.
1. Композиция для гравийной набивки, включающая:
1) эмульсию вода-в-масле, включающую:
а) непрерывную органическую фазу, содержащую от 0,1 до 5 об.% эмульсии неионогенного или ка-
тионного ПАВ и от 0,25 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита,
б) диспергированную водную фазу, содержащую от 0,05 до 3 об.% эмульсии частичного эфира по-
лиола и по крайней мере одной С6-С22жирной кислоты и по крайней мере одно соединение, выбранное из
группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и
в) агент для контроля плотности, и
2) гравий.
2. Композиция для гравийной набивки по п.1, где неионогенное или катионное ПАВ включает эфир полимеризованной ненасыщенной монокарбоновой жирной кислоты.
3. Композиция для гравийной набивки по п.1 или 2, где сложный эфир сорбита включает моноолеат сорбита.
4. Композиция для гравийной набивки по любому из пп.1-3, где кислоту выбирают из группы, включающей муравьиную кислоту, уксусную кислоту, пропионовую кислоту и лимонную кислоту.
5. Композиция для гравийной набивки по любому из пп.1-4, где хелатирующий агент включает натриевые или калиевые соли полиаминокарбоновых кислот.
6. Композиция для гравийной набивки по любому из пп.1-5, где частичный сложный эфир полиола
включает эфиры жирных кислот и смеси глицерина, моноглицерина, диглицерина, триглицерина, тетраг-лицерина и пентаглицерина.
7. Композиция для гравийной набивки по любому из пп.1-6, где агент для контроля плотности включает водорастворимую соль, катион которой выбирают из группы, включающей кальций, магний, цезий, натрий и калий, а анион выбирают из группы, включающей формиат, хлорид и бромид.
8. Композиция для гравийной набивки по любому из пп.1-7, где гравий характеризуется размером от 12 до 70 меш по американской шкале измерения.
9. Набор компонентов, включающий:
1) эмульсию вода-в-масле, включающую:
а) непрерывную органическую фазу, содержащую от 0,1 до 5 об.% эмульсии неионогенного или ка-
тионного ПАВ и от 0,25 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита,
б) диспергированную водную фазу, содержащую от 0,05 до 3 об.% эмульсии частичного эфира по-
лиола, по крайней мере одной С6-С22жирной кислоты и по крайней мере одно соединение, выбранное из
группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и
в) агент для контроля плотности, и
2) гравий.
10. Способ получения композиции для гравийной набивки, который заключается в том, что смеши-
вают
1) эмульсию вода-в-масле, включающую:
а) непрерывную органическую фазу, содержащую от 0,1 до 5 об.% эмульсии неионогенного или ка-
тионного ПАВ и от 0,25 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита,
б) диспергированную водную фазу, содержащую от 0,05 до 3 об.% эмульсии частичного эфира по-
лиола и по крайней мере одной С6-С22жирной кислоты и по крайней мере одно соединение, выбранное из
группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и
в) агент для контроля плотности, и
2) гравий.
11. Способ гравийной набивки ствола скважины в подземном пласте, включающий стадию закачивания в ствол скважины композиции для гравийной набивки по любому из пп.1-9.
12. Применение эмульсии вода-в-масле, включающей:
а) непрерывную органическую фазу, содержащую от 0,1 до 5 об.% эмульсии неионогенного или ка-
тионного ПАВ и от 0,25 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита,
б) диспергированную водную фазу, содержащую по крайней мере одно соединение, выбранное из
группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, а также от 0,05 до 3
об.% эмульсии частичного эфира полиола и по крайней мере одной С6-С22жирной кислоты, и
в) агент для контроля плотности,
в качестве жидкости-носителя при гравийной набивке ствола скважины в подземном пласте.
13. Эмульсия вода-в-масле, включающая:
а) от 30 до 70 об.% эмульсии непрерывной органической фазы, содержащей базовое масло, и от 0,3
до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита,
б) диспергированную водную фазу, содержащую по крайней мере одно соединение, выбранное из
группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, а также от 0,2 до 2 об.%
эмульсии частичного эфира полиола и по крайней мере одной С6-С22жирной кислоты, и
в) агент для контроля плотности.
Базовым маслом, которое представляет собой компонент непрерывной органической фазы эмульсии, является любое органическое базовое масло, такое как нефтяные дистилляты (например, газойль, бензин или керосиновая фракция), растительное масло или масло животного происхождения. Пригодными прежде всего являются базовые масла, которые можно также использовать в буровых растворах. Примерами таких базовых масел являются продукты под торговым названием Clairsol, например Clairsol 370, выпускаемые фирмой Petrochem Carless Ltd.
Базовое масло обычно включает от 10 до 70 об.% эмульсии, более предпочтительно от 15 до 60 об.% эмульсии, еще более предпочтительно от 20 до 50 об.% эмульсии.
Непрерывная органическая фаза эмульсии содержит по крайней мере одно ПАВ, как правило, не-ионогенное или катионное ПАВ следующих типов: сополимеры этиленоксида и пропиленоксида, алкок-силированные или полиалкоксилированные производные спиртов или фенолов, полиалкиленгликоли, полиамины, алкоксилированные или полиалкоксилированные производные аминов, четвертичные аммониевые соли, сложные эфиры четвертичных алканоламинов и силиконизированные производные, неио-ногенные амфифильные композиции, полученные при взаимодействии по крайней мере одного полиме-ризованного растительного масла по крайней мере с одним аминоспиртом, алкиловые эфиры жирных кислот, полученные из растительных или животных масел, необязательно алкоксилированные или поли-алкоксилированные, а также любое другое производное жирных кислот, прежде всего, полимеризован-ных ненасыщенных монокарбоновых жирных кислот. Органическая фаза эмульсии необязательно может содержать анионное ПАВ. В органической фазе эмульсии необязательно могут присутствовать также
растворители. Примером пригодной композиции является продукт под торговым названием Radiagreen CLO(tm), выпускаемый фирмой Oleon.
Непрерывная органическая фаза дополнительно содержит эмульгатор. Эмульгатором обычно является сложный эфир сорбита, такой как сложный моно-, ди- или триэфир сорбита или их смесь. Количество эмульгатора, обеспечивающее достаточные стабильность и вязкость эмульсии, составляет более 0,2 об.% в расчете на общий объем эмульсии, предпочтительно по крайней мере 0,25 об.%, более предпочтительно по крайней мере 0,35 об.%, например по крайней мере 0,5 об.% в расчете на общий объем эмульсии. Верхний предел количества эмульгатора обычно составляет 3 об.%, предпочтительно 2 об.%, например 1 об.%.
Если композиция для гравийной набивки предназначена для применения при температуре в скважине выше 105°С, композиция предпочтительно содержит высокотемпературный стабилизатор эмульсии. Указанный высокотемпературный стабилизатор эмульсии является компонентом органической фазы эмульсии. Высокотемпературным стабилизатором эмульсии соответственно является алкоксилированная жирная кислота, предпочтительно этоксилированная жирная кислота, полученная при взаимодействии полиэтиленгликоля с жирной кислотой, такой как лауриновая кислота, стеариновая кислота и олеиновая кислота. Молекулярная масса этоксилированной жирной кислоты находится в диапазоне от 200 до 1000, обычно в диапазоне от 400 до 600. Пример пригодного высокотемпературного стабилизатора эмульсии включает моноолеат полиэтиленгликоля, характеризующийся молекулярной массой приблизительно 600. Для обеспечения достаточной вязкости и стабильности эмульсии при температуре выше 105°С количество высокотемпературного стабилизатора эмульсии составляет предпочтительно по крайней мере 0,02 об.% в расчете на общий объем эмульсии, предпочтительно по крайней мере 0,03 об.%, более предпочтительно по крайней мере 0,05 об.% в расчете на общий объем эмульсии. Верхний предел количества высокотемпературного стабилизатора эмульсии обычно составляет 2 об.%, предпочтительно 1 об.%, более предпочтительно 0,5 об.%, например 0,25 об.%.
Диспергированная водная фаза эмульсии может содержать кислоту, предшественник кислоты, хе-латирующее соединение или их смеси для удаления карбоната кальция, карбоната магния или частиц доломита, которые присутствуют в фильтрационной корке, которая отлагается на стенках ствола скважины в ходе бурения ствола скважины. Примеры пригодных кислот включают одну или более органических кислот, прежде всего выбранных из муравьиной кислоты, уксусной кислоты, пропионовой кислоты и лимонной кислоты, или неорганических кислот, таких как соляная или фтористо-водородная кислота. Предшественниками кислот являются добавки, которые высвобождают кислоту in situ. Примеры пригодных предшественников кислот включают эфиры карбоновых кислот, такие как метиловый или этиловый эфиры муравьиной кислоты, уксусной кислоты и молочной кислоты. Кислоты, как правило, растворяют карбонат кальция, карбонат магния или частицы доломита, но не растворяют частицы сульфата бария. Вместе с тем, предложены химические реагенты, которые можно использовать для удаления частиц сульфата бария, и они включают химические реагенты, такие как продукты под торговыми названиями HDC Mark II и HDC Mark III, выпускаемые фирмой Well Flow International LLC. Указанные химические реагенты также обычно удаляют частицы карбоната кальция, но, как правило, являются относительно дорогостоящими по сравнению с множеством других соединений, способных удалять карбонат кальция. В качестве другого способа или наряду с применением кислоты или предшественника кислоты в диспергированную водную фазу можно включать хелатирующие агенты, которые прежде всего пригодны для растворения сульфата бария. Примеры хелатирующих агентов включают соли щелочных металлов или аммония и полиаминокарбоновой кислоты, такие как водные растворы диметаллических солей щелочных металлов или аммония (предпочтительно дикалиевые соли) этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТУ), циклогексилендинитрилотетрауксусной кислоты, этилен-бис(оксиэтиленнитрило)тетрауксусной кислоты, карбоксиметилимино-бис(этиленнитрило)тетрауксусной кислоты, гидроксиэтилэтилендиамин триуксусной кислоты и гидроксиэтилиминодиуксусной кислоты. Предпочтительно хелатирующий агент выбирают из химических реагентов типа ЭДТУ, одной или более солей указанной кислоты, таких как натриевые или калиевые соли, а также комбинаций указанных соединений. Кроме хелатирующего агента в диспергированную водную фазу необязательно можно включать буферные вещества и химические реагенты, которые ускоряют растворение сульфата бария. Пример буферного вещества включает гидроксид калия, а примеры химических реагентов, которые ускоряют растворение сульфата бария, включают карбонат калия и формиат калия.
В композиции для гравийной набивки по настоящему изобретению может также присутствовать одно или более ПАВ, способных ускорять растворение частиц карбоната кальция и/или сульфата бария (компонент фильтрационной корки, которая образуется на стенках ствола скважины в ходе операции бурения). Одно или более ПАВ, способных ускорять растворение частиц карбоната кальция и/или сульфата бария, включают по крайней мере один компонент, выбранный из неионогенных или катионных ПАВ следующих типов: сополимеры этиленоксида и пропиленоксида, алкоксилированные или полиал-коксилированные производные спиртов или фенолов, полиалкиленгликоли, полиамины, алкоксилиро-ванные или полиалкоксилированные производные аминов, четвертичные аммониевые соли, сложные эфиры четвертичных алканоламинов и силиконизированные производные, неионогенные амфифильные
ПАВ, полученные при взаимодействии по крайней мере одного полимеризованного растительного масла по крайней мере с одним аминоспиртом, и алкиловые эфиры жирных кислот, полученные из природных растительных или животных масел, необязательно алкоксилированные или полиалкоксилированные производные жирных кислот, а также любое другое производное жирных кислот, прежде всего полиме-ризованных ненасыщенных монокарбоновых жирных кислот. Указанные ПАВ являются компонентами непрерывной органической фазы эмульсии.
Диспергированная водная фаза эмульсии включает один или более частичных эфиров полиолов и по крайней мере одной С6-С22жирной кислоты. Длина цепи жирной кислоты предпочтительно составляет от C6 до C12 и еще более предпочтительно от C8 до C10. Молярное соотношение число свободных гидро-ксильных групп/число гидроксильных групп, этерифицированных жирной кислотой, составляет предпочтительно по крайней мере 1:1, более предпочтительно по крайней мере 2:1, наиболее предпочтительно 3:1. Эмульсия предпочтительно содержит смесь частичных эфиров полиолов, полученных при этери-фикации жирной кислоты смесью по крайней мере двух полиолов, выбранных из глицерина, моноглицерина, диглицерина, триглицерина и высших глицеринов. Пример пригодной композиции включает продукт под торговым названием RadiagreenRA(tm), выпускаемый фирмой Oleon. Частичный сложный эфир полиола предпочтительно характеризуется низкой растворимостью в диспергированной или прерывной водной фазе, т.к. такие свойства способствуют сохранению исходных поверхностно-активных свойств эмульсии. По крайней мере часть частичного сложного эфира полиола диспергируется, а не растворяется в водной фазе. Количество частичного сложного эфира полиола, как правило, составляет от 0,05 до 3 об.% в расчете на общий объем эмульсии, более предпочтительно по крайней мере 0,1 об.% в расчете на общий объем эмульсии, еще более предпочтительно по крайней мере 0,2 об.% в расчете на общий объем эмульсии. Верхний предел количества частичного сложного эфира полиола составляет 1 или 2 об.%.
Дискретная или прерывная водная фаза эмульсии по настоящему изобретению содержит также агент для контроля плотности, такой как одна или более солей металлов. Как известно в данной области техники, соли добавляют для контроля плотности жидкости-носителя (компонент эмульсии вода-в-масле композиции для гравийной набивки) с целью обеспечения управления скважиной, т.е. плотность жидкости-носителя должна быть достаточно высокой, чтобы гидростатическое давление в стволе скважины соответствовало давлению пласта в стволе скважины. Соли металлов должны растворяться в воде и предпочтительно представляют собой соли щелочных металлов или щелочно-земельных металлов. Конкретные примеры пригодных солей включают NaCl, NaBr, KCl, KBr, NaNO3, HCOONa, HCOOK, HCOOCs, K2SO4, CH3COOK, CH3COONa, CH3COOCs, Na2CO3, K2CO3 и их смеси. Можно также использовать соли двухвалентных металлов при условии, что жидкость-носитель для гравийной набивки не содержит хелатирующий агент, способный взаимодействовать с двухвалентными ионами. Примеры пригодных солей двухвалентных металлов включают CaCl2, CaBr2, MgCl2, ZnBr2 и их смеси. Предпочтительными солями являются галогениды, прежде всего хлориды и бромиды и их смеси, а также соли кар-боновых кислот, прежде всего формиаты и их смеси. Наиболее предпочтительными солями являются
NaCl, NaBr, KCl, HCOOK, HCOONa и HCOOCs и их смеси, например смесь HCOOK и HCOOCs.
Время распада эмульсии, которая выполняет функцию жидкости-носителя для гравия, обычно составляет от 24 до 96 ч, предпочтительно от 48 до 72 ч. Для определения времени распада получают эмульсию и выдерживают ее до разрушения (оседания и разделения) при температуре нефтеносного пласта. При разрушении эмульсии уменьшается объем эмульсионной фазы и происходит разделение эмульсии на водную и масляную фазы. Использованный в данном контексте термин "время полного распада" обозначает период времени, в течение которого объем эмульсионной фазы уменьшается на 100% по сравнению с исходным объемом.
Эмульсия по настоящему изобретению предпочтительно характеризуется термической стабильностью вплоть до 135°С (вплоть до 220°F). Для определения стабильности получают эмульсию и выдерживают ее до разрушения в диапазоне модельных температур нефтеносного пласта. Вместе с тем термическую стабильность можно повысить (или снизить) при использовании (с учетом условий в конкретной скважине) различных добавок при различных концентрациях, например агента для разрушения эмульсий, эмульгатора и необязательно высокотемпературного стабилизатора эмульсий, чтобы обеспечить более высокую (или более низкую) термическую стабильность.
Эмульсия по настоящему изобретению обычно характеризуется реологической стабильностью при температурах вплоть до 135°С. Стабильность эмульсии определяют при температурах вплоть до 93°С с использованием цилиндрического коаксиального ротационного вискозиметра фирмы Fann, модель 35, в конфигурации R1/B1/F1, оснащенного электрическим двигателем. При температурах выше 93°С стабильность эмульсии определяют с использованием высокотемпературного вискозиметра высокого давления Ofite, модель 1100. Для определения реологической стабильности получают эмульсию и определяют ее реологические свойства в диапазоне модельных температур нефтеносного пласта. Вместе с тем реологическую стабильность эмульсии можно повысить (или снизить) при использовании (с учетом условий в конкретной скважине) различных добавок при различных концентрациях, например агента для разрушения эмульсий, эмульгатора и необязательно высокотемпературного стабилизатора, чтобы обеспечить более высокую (или более низкую) реологическую стабильность.
Эмульсия по настоящему изобретению, как правило, стабильна при добавлении модели 3 мас.% бурового шлама (Rev Dust), модели 10 об.% пластовой воды и 50 об.% бурового раствора на нефтяной основе. Стабильность в модельных условиях скважины определяют с использованием цилиндрического коаксиального ротационного вискозиметра фирмы Fann, модель 35, в конфигурации R1/B1/F1, оснащенного электрическим двигателем, или высокотемпературного вискозиметра высокого давления Ofite, модель 1100. Для определения стабильности в модельных условиях получают эмульсию, содержащую модель бурового шлама, или модель пластовой воды, или буровой глинистый раствор на нефтяной основе, и определяют реологические свойства эмульсии при температуре 49°С (120°F), рекомендованной Американским институтом нефти (АИН).
Плотность эмульсии обычно составляет по крайней мере 0,90 г/см3 (7,5 фунтов на галлон США (ф/г)), например по крайней мере 1,105 г/см3 (8,8 ф/г), по крайней мере 1,16 г/см3 (9,7 ф/г) или по крайней мере 1,76 г/см3 (14,7 ф/г). Максимальную плотность эмульсии специально не ограничивают, но она может составлять 2,10 или 2,30 г/см3 (17,5 или 19,2 ф/г). Предпочтительно плотность флюида является достаточной для контроля скважины (для предотвращения утечки в скважину флюидов из окружающего пласта) в ходе операций гравийной набивки необсаженного ствола скважины.
Для повышения эффективности жидкости-носителя для гравийной набивки можно добавлять дополнительные химические реагенты при условии, что они не ухудшают свойства жидкости-носителя для гравийной набивки. Указанные химические реагенты включают, но не ограничиваясь только ими, ингибиторы образования отложений, бактерицидные вещества, ПАВ, вязкоупругие ПАВ, пенообразователи и агенты для разрушения пены, твердые и жидкие смазывающие вещества, разбавители, поглотители кислорода, поглотители H2S и CO2, химические реагенты для контроля жесткости воды, ингибиторы коррозии, ингибиторы образования гидратов газа, деэмульгаторы и ПАВ, предназначенные для ускорения удаления флюида, который заполняет пористую породу пласта-коллектора, твердые и жидкие стабилизаторы сланцев, ферменты, частицы тампонажных растворов, предназначенные для предотвращения утечки флюида из гравийной набивки в зоны с высокой проницаемостью и/или в природные или искусственные разрывы в стенках ствола скважины, утяжелители, а также комбинации указанных реагентов.
Композиция для гравийной набивки по настоящему изобретению включает гравий. Специалистам в данной области техники известно, что можно использовать гравий, пригодный для эмульсий вода-в-масле. Содержание гравия составляет от 400 до 100 г/л эмульсии, предпочтительно по крайней мере 500 г/л эмульсии, более предпочтительно по крайней мере 600 г/л эмульсии. Обычно используют гравий, характеризующийся узким распределением частиц по размеру, например от 1680 до 1000 мкм (от 12 меш США (по американской шкале измерения) до 18 меш США) или от 420 до 210 мкм (от 40 до 70 меш
США), например 12/18 меш США или 40/70 меш США.
В настоящем изобретении предлагается эмульсия, которая является достаточно стабильной и характеризуется соответствующей вязкостью, чтобы обеспечить образование суспензии гравия на своей основе, и при этом отсроченное разрушение эмульсии обеспечивает удаление глинистой корки бурового раствора, которая отлагается на стенках ствола скважины в ходе предшествующей операции бурения. В связи с тем, что давление в стволе скважины, как правило, выше давления пласта, в ходе бурения с использованием глинистого бурового раствора на нефтяной основе твердые частицы глинистого бурового раствора образуют на стенках скважины отложения, называемые "коркой", которая укрепляет стенки и ограничивает утечку флюида из гравийной набивки в пласт. Таким образом, корка (отложения) содержит добавки, снижающие количество фильтрата бурового раствора, основная функция которых заключается в ограничении количества фильтрата бурового раствора, проникающего в пласт. Корка снижает проницаемость горной породы и в связи с этим снижает производительность или приемистость скважины. Следовательно, для обеспечения максимально возможной добычи нефти или максимально возможного закачивания воды необходим способ очистки. В большинстве случаев для разрушения фильтрационной корки и очистки поврежденной зоны пласта, окружающего пробуренный ствол скважины, используют химические реагенты, чтобы восстановить способность пласта пропускать поток жидкости (проницаемость). В настоящем изобретении предлагается композиция для гравийной набивки, которая по крайней мере в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения обеспечивает достаточно эффективное разрушение корки. Прежде всего, как описано выше, кислота, предшественник кислоты или хела-тирующий агент, которые образуют компонент дискретной водной фазы эмульсии вода-в-масле, являются эффективными для удаления сульфата бария, карбоната кальция, карбоната магния или частиц доломита из фильтрационной корки.
Другое преимущество настоящего изобретения прежде всего заключается в том, что эмульсия по настоящему изобретению, как было установлено, сохраняет стабильные реологические свойства в определенном диапазоне температур и в присутствии ряда загрязнений. Кроме того, эмульсия по настоящему изобретению разрушается (разделяется) в течение определенного периода времени в зависимости от концентраций эмульгатора, высокотемпературного стабилизатора эмульсии (если используется) и агента для разрушения эмульсий, а также температуры в скважине. Состав композиции флюида можно подбирать в лабораторных условиях в соответствии с требованиями нефтяного месторождения, в котором используется композиция для гравийной набивки. Например, вязкостные характеристики эмульсии при
температурах в диапазоне от 17 до 135°С (от 80 до 220°F) включают предел текучести в диапазоне от 6,2 до 14,4 Па (от 13 до 30 фут-фунт силы/100 фут2) и структурная вязкость в диапазоне от 13 до 45 мПа-с (сП) по данным измерений с использованием цилиндрического коаксиального ротационного вискозиметра фирмы Fann, модель 35, в конфигурации R1/B1/F1, оснащенного электрическим двигателем, или высокотемпературного вискозиметра высокого давления Ofite, модель 1100. Было установлено, что реологические свойства можно поддерживать в присутствии буровых глинистых растворов, пластовой воды и бурового шлама на достаточно высоком уровне загрязнений в "наклонной скважине". Было также установлено, что эмульсия разрушается (разделяется) в течение требуемого периода времени при приемлемом загрязнении буровыми глинистыми растворами, пластовой водой и буровым шламом. Таким образом, эмульсия пригодна для суспендирования и размещения гравия в типичных условиях "наклонной скважины" и разрушается (разделяется) в течение требуемого периода времени, высвобождая агенты, которые растворяют компоненты фильтрационной корки и, таким образом, удаляют фильтрационную корку. Было установлено, что на практике эмульсия вызывает сопоставимое или более слабое повреждение пласта по сравнению с используемыми в настоящее время жидкостями-носителями для гравийной набивки.
Следующие примеры представлены для иллюстрации настоящего изобретения.
Примеры
Композиции жидкости-носителя.
Для использования в качестве жидкостей-носителей получали эмульсии вода-в-масле, состав которых показан в таблице ниже. Было установлено, что плотность композиций 1, 2 и 4 составляет 1,20 г/см3 (10,0 ф/г или 1,20 SG (удельная плотность)), в то время как плотность композиции 3 составляет 1,03 г/см3.
Название продукта
Композиция 1, об.%
Композиция 2, об.%
Композиция 3, об.%
Композиция 4, об.%
Солевой раствор (формиат калия, плотность 1,61 г/см3 (SG))
12,24
29,15
12,20
Солевой раствор (формиат цезия, плотность 2,193 г/см3 (SG))
12,24
12,20
Солевой раствор (хлорид натрия, плотность 1,20 г/см3)
16,52
Солевой раствор (бромид натрия, плотность 1,40 г/см3)
8,25
Уксусная кислота (ледяная)
0,86
0,88
0,87
0,86
HDC Mark III
24,47
20,11
24,76
24,4
Radiagreen RA
0,35
0,20
0,10
0,35
Базовое масло
48,90
48,71
48,09
49,35
Radiagreen CLO
0,45
0,45
0,45
0,44
Моноолеат сорбита
0,50
0,35
0,89
0,20
D040
0,15
Моноолеат полиэтиленгликоля (молекулярная масса 600)
0,07
Лабораторные испытания композиции 1.
1. Испытания по разделению эмульсии и осаждению гравия.
Указанные испытания проводили с использованием следующих стадий.
1) . Эмульсию вода-в-масле (жидкость-носитель, 500 мл) готовили при комнатной температуре с использованием смесителя Silverson: водную фазу (перемешивали в течение 5 мин при 5000 об/мин) и масляную фазу (перемешивали в течение 5 мин при 5000 об/мин) перемешивали каждую в отдельности, в масляную фазу добавляли половину водной фазы (перемешивали в течение 5 мин при 6000 об/мин) и затем добавляли остальную половину водной фазы (перемешивали в течение 5 мин при 6000 об/мин).
2) . Жидкость-носитель (398 мл) переливали в емкость смесителя Hamilton Beach.
3) . В жидкость-носитель добавляли гравий (238,8 г, конечный объем приблизительно 500 мл).
4) . Гравий и жидкость-носитель перемешивали в течение 30 с с использованием смесителя Hamilton Beach.
5) . Полученную суспензию (композицию для гравийной набивки) переливали в градуированный цилиндр (объемом 500 мл).
6) . Цилиндр помещали в сушильный шкаф, который нагревали до температуры 82°С (180°F).
7) . В содержимом цилиндра регистрировали разделение жидкостей в течение времени и осаждение песка (гравия).
1)
Флюид, содержащий гравий Carbolite 30/50, нагревали до 82eC (180°F)
Время (мин)
Разделение эмульсии (%)
Осаждение гравия (%)
2,9
5,9
8,8
11,8
14,7
17,6
20,6
26,5
120
35,3
180
41,2
16ч
50,0
24 ч
87,5
51,5
48 ч
100
100,0
2. Испытания на повреждение пласта.
Испытания на проницаемость проводили с использованием следующих стадий.
1) . Цилиндрический образец керна насыщали пластовой водой в вакууме.
2) . Образец керна помещали в цилиндрическую ячейку, снабженную на одном конце входным отверстием, а на другом - выходным отверстием, и на цилиндрическую поверхность керна прилагали давление 7 МПа (1015 фунт/кв.дюйм).
3) . Определяли проницаемость керна в отношении газа в направлении выработки (от выходного отверстия к входному отверстию ячейки).
4) . Насыщенный флюид (пластовую жидкость) удаляли с верхней части образца керна и заменяли на образец бурового глинистого раствора на нефтяной основе (БРНО).
5) . Ячейку нагревали до требуемой рабочей температуры (82°С (180°F)) и на буровой глинистый раствор на нефтяной основе (у входного отверстия ячейки) прилагали избыточное давление (2,21 МПа, 320 фунт/кв.дюйм) в атмосфере азота.
6) . Размещение бурового глинистого раствора проводили в следующих режимах: динамический режим в течение 4 ч (перемешивание при 1500 об/мин), статический режим в течение 16 ч и динамический режим в течение 1 ч (перемешивание при 1500 об/мин).
7) . С поверхности корки/фильтрационной корки, которая отлагалась на поверхности керна, осторожно отсасывали жидкость.
8) . Содержимое ячейки заменяли на базовое масло (т.е. использовали одно и то же базовое масло, которое использовали для получения бурового глинистого раствора на нефтяной основе) по следующей схеме: защитные буферные жидкости (химические буферные жидкости), брикеты для очистки, солевой раствор для заканчивания скважин и т.п. по мере необходимости при избыточном давлении 2,21 МПа (320 фунт/кв.дюйм).
9) . Гравий помещали в жидкость-носитель, при этом получали суспензию и указанную суспензию заливали в ячейку сверху на образец керна (на верхней поверхности которого находилась фильтрационная корка).
10) . На поверхность суспензии гравия помещали фильтр гравийной набивки.
11) . На жидкость гравийной набивки (гравий, суспендированный в жидкости-носителе) прилагали давление 2,21 МПа (320 фунт/кв.дюйм) в течение 6 ч, выдерживали для уравновешивания в течение 3 сут. (т.е. давление снижали до атмосферного).
12) . Инициировали поток газа в направлении выработки. Регистрировали давление газа, требующееся для инициации потока.
13) . Определяли проницаемость керна относительно газа в направлении выработки. Затем рассчитывали степень повреждения пласта по сравнению с исходной проницаемостью керна в отношении газа.
Испытания повреждения пласта проводили с применением стандартной жидкости-носителя на основе водного раствора гидроксиэтилцеллюлозы (ГЭЦ) после обработки БРНО, с использованием жидкости-носителя на основе эмульсии вода-в-масле после обработки БРНО, а также с использованием жидкости-носителя на основе эмульсии вода-в-масле в отдельности. Результаты показаны в таблице ниже.
БРНО, затем стандартная жидкость-носитель на основе водного раствора ГЭЦ
БРНО, затем жидкость-носитель на основе эмульсии вода-в-масле
Жидкость-носитель на основе эмульсии вода-в-масле в отдельности
Керн
Верея
Верея
Верея
Исходная проницаемость в направлении выработки (мДарси, мД)
435
355
201
Восстановленная на стадии 13 проницаемость в направлении выработки (мД)
234
218
188
Давление для инициации потока, МПа (фунтов/кв. дюйм)
0,345 (50)
0,069 (10)
Повреждение (%)
Оценка разделения жидкости-носителя
Жидкость-носитель не распадается
Жидкость-носитель распадается
Жидкость-носитель распадается
При испытании с размещением жидкости-носителя на основе эмульсии вода-в-масле после обработки БРНО повреждение составило 39% по сравнению с 46% в случае стандартной жидкости-носителя на основе водного раствора ГЭЦ. В ходе следующего испытания с использованием жидкости-носителя на основе эмульсии вода-в-масле в отдельности повреждение составило только 6%. Давление, необходимое для инициации потока, также значительно снижалось в случае жидкости-носителя на нефтяной основе.
Лабораторные испытания композиции 2.
1. Испытание по разделению эмульсии и осаждению гравия.
Испытания проводили с использованием следующих стадий.
1) . Эмульсию вода-в-масле (жидкость-носитель, 500 мл) готовили при комнатной температуре с использованием смесителя Silverson: водную фазу (перемешивали в течение 5 мин при 5000 об/мин) и масляную фазу (перемешивали в течение 5 мин при 5000 об/мин) перемешивали каждую в отдельности, в масляную фазу добавляли половину водной фазы (перемешивали в течение 5 мин при 7000 об/мин) и затем добавляли остальную половину водной фазы (перемешивали в течение 5 мин при 7000 об/мин).
2) . Жидкость-носитель (398 мл) переливали в емкость смесителя Hamilton Beach.
3) . В жидкость-носитель в емкости смесителя добавляли гравий (238,8 г, конечный объем приблизительно 500 мл).
4) . Гравий и эмульсию перемешивали в течение 30 с с использованием смесителя Hamilton Beach.
5) . Полученную суспензию гравия в жидкости-носителе переливали в градуированный цилиндр (объемом 500 мл).
6) . Цилиндр помещали в сушильный шкаф, который нагревали до температуры 104°С (220°F).
7) . В содержимом цилиндра регистрировали разделение жидкостей в течение времени и осаждение песка (гравия).
Гравий Carbolite 20/40, 104°С (220°F)
Время (мин)
Разделение эмульсии (%)
Осаждение гравия (%)
5,0
2,9
7,5
4,3
12,5
7,1
17,5
10,0
Гравий Carbolite 20/40, 104eC (220°F)
32,5
18,6
120
57.5
32,9
180
77,8
47,1
24 ч
88,9
100
48 ч
100
100
2. Испытания на повреждение пласта.
В указанных сериях испытаний исследовали формирование повреждений в случае стандартной жидкости-носителя на основе водного раствора ГЭЦ и жидкости-носителя на основе эмульсии вода-в-масле с использованием полевых образцов керна. В обоих испытаниях сначала керн обрабатывали буровым глинистым раствором на нефтяной основе (БРНО), затем размещали гравий с использованием суспензии гравия в жидкости-носителе. Испытания проводили по описанным выше методикам. Температура
испытаний составляла 104°С (220°F).
БРНО, затем стандартная жидкость-носитель на основе водного раствора ГЭЦ
БРНО, затем жидкость-носитель на основе эмульсии вода-в-масле
Керн
Полевой керн
Полевой керн
Исходная проницаемость в направлении выработки (мД)
Восстановленная проницаемость в направлении выработки (мД)
Давление для инициации потока, МПа (фунт/кв. дюйм)
0,414 (60)
0,310(45)
Повреждение (%)
Оценка разделения жидкости-носителя
Жидкость-носитель не распадается
Жидкость-носитель распадается
При испытании с размещением жидкости-носителя на основе эмульсии вода-в-масле после обработки БРНО повреждение составило 35% по сравнению с 44% в случае стандартной жидкости-носителя на основе водного раствора ГЭЦ. Давление, необходимое для инициации потока, также снижалось в случае жидкости-носителя на основе эмульсии вода-в-масле.
Лабораторные испытания композиции 3.
Испытания проводили с использованием следующих стадий.
1. Эмульсию вода-в-масле (жидкость-носитель, 100 мл) готовили при комнатной температуре с использованием смесителя Silverson: водную фазу (перемешивали в течение 5 мин при 5000 об/мин) и масляную фазу (перемешивали в течение 5 мин при 5000 об/мин) перемешивали каждую в отдельности, в масляную фазу добавляли половину водной фазы (перемешивали в течение 5 мин при 6000 об/мин) и затем добавляли остальную половину водной фазы (перемешивали в течение 5 мин при 6000 об/мин).
2. Жидкость-носитель (100 мл) переливали в градуированный цилиндр (объемом 100 мл).
3. Жидкость-носитель (100 мл) переливали в термостойкую колбу (объемом 100 мл).
4. Цилиндр помещали в сушильный шкаф, который нагревали до температуры 60°С.
5. Термостойкую колбу помещали в сушильный шкаф, который нагревали до температуры 135°С.
6. В содержимом цилиндра и колбы регистрировали разделение жидкостей в течение времени.
Разделение эмульсии, %
Время (ч)
60°С
135°С
2,5
100
100
Лабораторные испытания композиции сравнения 4. Испытания проводили с использованием следующих стадий.
1. Эмульсию вода-в-масле (жидкость-носитель, 500 мл) готовили при комнатной температуре с использованием смесителя Silverson: водную фазу (перемешивали в течение 5 мин при 5000 об/мин) и масляную фазу (перемешивали в течение 5 мин при 5000 об/мин) перемешивали каждую в отдельности, в масляную фазу добавляли половину водной фазы (перемешивали в течение 5 мин при 7000 об/мин) и затем добавляли остальную половину водной фазы (перемешивали в течение 5 мин при 7000 об/мин).
2. Жидкость-носитель (398 мл) переливали в емкость смесителя Hamilton Beach.
3. В жидкость-носитель в емкости смесителя добавляли гравий (238,8 г, конечный объем приблизительно 500 мл).
4. Гравий и жидкость-носитель перемешивали в течение 30 с с использованием смесителя Hamilton Beach.
5. Полученную суспензию гравия в жидкости-носителе переливали в градуированный цилиндр (объемом 500 мл).
6. Цилиндр помещали в сушильный шкаф, который нагревали до температуры 82°С (220°F).
7. В содержимом цилиндра регистрировали разделение жидкостей в течение времени и осаждение песка (гравия).
1.
Гравий Carbolite 20/40, 82"С (180eF)
Время(мин)
Разделение эмульсии (%)
Осаждение гравия (%)
5,9
11,8
29,4
67,5
39,7
72,5
42,6
77,5
45,6
120
180
100
100
Эмульсия вода-в-масле, которая в примере сравнения выполняет функцию жидкости-носителя в пласте, содержит только 0,2 об.% моноолеата сорбита. Эмульсия распадается очень быстро и не пригодна для применения в качестве композиции для гравийной набивки.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Композиция для гравийной набивки, включающая:
1) эмульсию вода-в-масле, содержащую:
а) непрерывную органическую фазу, включающую от 0,1 до 5 об.% эмульсии неионогенного или
катионного ПАВ и от 0,25 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита,
б) диспергированную водную фазу, включающую от 0,05 до 3 об.% эмульсии частичного сложного
эфира полиола и по крайней мере одной С6-С22жирной кислоты и по крайней мере одно соединение, вы-
бранное из группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и
в) агент для контроля плотности, и
2) гравий.
2. Композиция для гравийной набивки по п.1, где неионогенное или катионное ПАВ включает эфир полимеризованной ненасыщенной монокарбоновой жирной кислоты.
3. Композиция для гравийной набивки по п.1 или 2, где сложный эфир сорбита включает моноолеат сорбита.
4. Композиция для гравийной набивки по любому из предшествующих пунктов, где кислота выбрана из группы, включающей муравьиную кислоту, уксусную кислоту, пропионовую кислоту и лимонную кислоту.
5. Композиция для гравийной набивки по любому из предшествующих пунктов, где хелатирующий агент включает натриевую или калиевую соль полиаминокарбоновых кислот.
6. Композиция для гравийной набивки по любому из предшествующих пунктов, где частичный сложный эфир полиола включает сложные эфиры жирных кислот и смеси глицерина, моноглицерина, диглицерина, триглицерина, тетраглицерина и пентаглицерина.
7. Композиция для гравийной набивки по любому из предшествующих пунктов, где агент для контроля плотности включает водорастворимую соль, катион которой выбран из группы, включающей кальций, магний, цезий, натрий и калий, а анион выбран из группы, включающей формиат, хлорид и бромид.
8. Композиция для гравийной набивки по любому из предшествующих пунктов, где гравий имеет частицы размером от 1680 до 1000 мкм (от 12 до 18 меш по американской шкале) или от 420 до 210 мкм (от 40 до 70 меш по американской шкале).
9. Композиция для гравийной набивки по любому из предшествующих пунктов, где эмульсия дополнительно включает в качестве стабилизатора эмульсии этоксилированную жирную кислоту.
10. Набор компонентов для гравийной набивки, включающий:
1) эмульсию вода-в-масле, содержащую:
а) непрерывную органическую фазу, включающую от 0,1 до 5 об.% эмульсии неионогенного или
катионного ПАВ и от 0,25 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита,
б) диспергированную водную фазу, включающую от 0,05 до 3 об.% эмульсии частичного сложного
эфира полиола и по крайней мере одной С6-С22жирной кислоты и по крайней мере одно соединение, вы-
бранное из группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и
в) агент для контроля плотности, и
2) гравий.
11. Способ получения композиции для гравийной набивки, который заключается в том, что смеши-
вают
1) эмульсию вода-в-масле, содержащую:
а) непрерывную органическую фазу, включающую от 0,1 до 5 об.% эмульсии неионогенного или
катионного ПАВ и от 0,25 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита,
б) диспергированную водную фазу, содержащую от 0,05 до 3 об.% эмульсии частичного сложного
эфира полиола и по крайней мере одной С6-С22жирной кислоты и по крайней мере одно соединение, выбранное из группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и
в) агент для контроля плотности, и
2) гравий.
12. Способ гравийной набивки ствола скважины в подземном пласте, включающий стадию закачивания в ствол скважины композиции для гравийной набивки по любому из пп.1-9.
13. Применение эмульсии вода-в-масле, содержащей:
а) непрерывную органическую фазу, включающую от 0,1 до 5 об.% эмульсии неионогенного или
катионного ПАВ и от 0,25 до 3 об.% эмульсии сложного эфира сорбита,
б) диспергированную водную фазу, включающую от 0,05 до 3 об.% эмульсии частичного сложного
эфира полиола и по крайней мере одной С6-С22жирной кислоты и по крайней мере одно соединение, вы-
бранное из группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и
в) агент для контроля плотности,
в качестве жидкости-носителя для набивки ствола скважины в подземном пласте.
14. Эмульсия вода-в-масле, содержащая:
а) от 30 до 70 об.% эмульсии непрерывной органической фазы, включающей масло, и от 0,3 до 3
об.% эмульсии сложного эфира сорбита,
б) диспергированную водную фазу, содержащую от 0,2 до 2 об.% эмульсии частичного сложного
эфира полиола и по крайней мере одной С6-С22жирной кислоты и по крайней мере одно соединение, вы-
бранное из группы, включающей кислоту, предшественник кислоты и хелатирующий агент, и
в) агент для контроля плотности.
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
020861
- 1 -
(19)
020861
- 1 -
(19)
020861
- 4 -
(19)