КОМПОЗИЦИИ И СПОСОБЫ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Российский патент 2020 года по МПК C09K8/524 C09K8/584 E21B43/22 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ

Эта заявка притязает на приоритет по заявке на патент США № 62/024888, зарегистрированной 15 июля 2014 г., во всех отношениях.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Данное изобретение относится к композициям и способам для обработки нефтяных и/или газовых скважин. Более конкретно, данное изобретение относится к композициям и способам для удаления нежелательные остатки на стенке скважины и смачивания водой поверхности ствола скважины. Еще более конкретно, данное изобретение относится к применению смесей растворителей и комбинаций поверхностно-активное вещество/совместное поверхностно-активное вещество для очистки ствола скважины, в качестве заполнителя и буферных жидкостей, а также брейкера для удаления фильтрационной корки.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ, ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ ДАННОМУ ИЗОБРЕТЕНИЮ

Существует ряд операций, выполняемых вместе с бурением, заканчиванием, воздействием на пласт и добычей нефти и/или газа из геологических буровых скважин. В почти всех из этих операций различные жидкие/текучие композиции применяют, чтобы достигнуть желательных результатов в зависимости от выполняемой операции. Например, растворители применяют в качестве базовых масел в составах бурового раствора, в жидкостях для заканчивания скважин, например, при очистке ствола скважины перед цементированием, в жидкостях для воздействия на пласт, таких как составы для гидравлического разрыва пласта или кислотной обработки, и в технологических операциях, например, при растворении парафиновых твердых веществ в тяжелых сырых нефтях и в качестве сорастворителей для расслоения эмульсий.

В качестве лишь примера, в настоящее время операции очистки ствола скважины могут быть выполнены при применении растворителей, таких как толуол и ксилол, часто называемых разжижающими/очистными заполнителями и применяемыми в качестве отдельных текучих заполнителей или микроэмульсий. Ксилол и толуол создают проблемы для окружающей среды, вследствие их токсичной и канцерогенной природы. В качестве альтернативы, для очистки ствола скважины могут быть применены терпены. Однако терпены, такие как d-лимонен, обладают такими недостатками как нестабильное ценообразование и низкая температура вспышки.

Принимая во внимание соблюдение правил техники безопасности, стабильную поставку и затраты, имеет место постоянный поиск текучих сред для обработки скважин, которые являются нетоксичными, биодеградируемыми и экономически эффективными для применения в практически всех операциях, включающих конструкции нефтяных и газовых скважин.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В одном аспекте, данное изобретение предоставляет экологически безопасные композиции для применения в операциях очистки ствола скважины.

В другом аспекте, данное изобретение предоставляет растворители/композиции, которые обладают высокими температурами вспышки и хорошими растворяющими способностями для применения в различных операциях очистки ствола скважины.

В еще одном аспекте, данное изобретение предоставляет композиции поверхностно-активных веществ и растворителей, которые обладают высокими температурами вспышки и хорошими растворяющими способностями для применения в различных операциях очистки ствола скважины.

В еще одном дополнительном аспекте, данное изобретение предоставляет способы обработки стволов скважин, такие как очистка ствола скважины и/или удаление фильтрационной корки перед операциями цементирования, чтобы предоставить высокое связывание между стальной колонной и пластом.

Эти и другие отличительные признаки и преимущества данного изобретения станут очевидными из представленного ниже подробного описания, в котором ссылки сделаны на фигуры в сопроводительных чертежах.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ:

Фиг. 1 представляет ряд фотографий, сравнивающих различные композиции в отношении их способности к удалению остатков нефти от поверхности нержавеющей стали.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Композиции по данному изобретению характеризуются посредством включения эфира, как описано более подробно ниже.

Как известно специалистам в данной области техники, жидкости, имеющие высокую температуру вспышки, являются желательными для любого растворителя/композиции, применяемых для практически любого вида обработки газовой/нефтяной скважины. Данное изобретение описывает новый способ или процесс, который включает применение одних лишь эфиров, эфиров/смачивающих поверхностно-активных веществ, эфиров/сложных эфиров, эфиров/поверхностно-активных веществ/сложных эфиров и необязательно сорастворителя, чтобы удалять нежелательные остатки с поверхности ствола скважины. Любая из предшествующих ссылок или видов применения простых эфиров и сложных эфиров ограничивались их применением в составах бурового раствора на нефтяной основе, чтобы улучшать смазывающие свойства, экологические факторы и температурные профили, а также увеличивать удельную электропроводность буровых растворов. Соответственно, композиции по данному изобретению могут применять эфиры, содержащие от примерно 8 до примерно 30 атомов углерода и имеющие следующую общую формулу:

где каждая из R и R₁ является алкильной группой, независимой одна от другой, которая может быть линейной или разветвленной и содержать от примерно 1 до примерно 29 атомов углерода. В предпочтительном варианте осуществления каждая из алкильных групп R и R₁ содержит от 5 до 7 атомов углерода.

Неограничивающие примеры подходящих эфиров включают дибутиловый эфир, дигексиловый эфир, дигептиловый эфир, диоктиловый эфир, динониловый эфир, дидециловый эфир, гексил-октиловый эфир, гексил-гептиловый эфир, ди-(2-этилгексил)овый эфир, ди-(2-пропилгептил)овый эфир и т.д. Соответственно, эфир может быть симметричным или асимметричным и может содержать смесь различных эфиров, например, симметричный эфир и асимметричный эфир.

Другим основным компонентом композиций по данному изобретению является смесь одного или нескольких эфиров, описанных выше, со сложным эфиром или с поверхностно-активным веществом, которое может быть (1) сложным эфиром с одной или несколькими сложноэфирными группами, (2) алкоксилированным спиртом или (3) их смесями.

Основные сложные эфиры, применимые в композициях по данному изобретению, могут иметь следующие общие формулы:

где группы R₂ по R₅ являются линейными или разветвленными алкильными группами, каждая из которых имеет от 1 до 30 атомов углерода, и n составляет от 0 до 20.

Неограничивающие примеры типичных карбоновых кислот, которые могут быть применены для получения сложных эфиров моноосновных кислот, включают муравьиную кислоту, уксусную кислоту, валериановую кислоту, каприловую кислоту, лауриновую кислоту, арахиновую кислоту. Неограничивающие примеры типичных карбоновых кислот, которые могут быть применены для получения сложных эфиров двухосновных кислот, включают щавелевую кислоту, малоновую кислоту, янтарную кислоту, глутаровую кислоту, адипиновую кислоту, пимелиновую кислоту, фталевую кислоту, азелаиновую кислоту и т.д. Неограничивающие примеры типичных карбоновых кислот, которые могут быть применены для получения сложных эфиров трехосновных кислот, включают лимонную кислоту, аконитовую кислоту, тримезиновую кислоту, пропан-1,2,3-трикарбоновую кислоту и т.д.

Спирты, применимые для получения сложных эфиров по данному изобретению, включают одноатомные спирты, содержащие от 1 до 30 атомов углерода, и могут быть линейными спиртами, разветвленными спиртами или спиртами Гербе (обычно описываемыми как 2-алкил-1-спирты). Неограничивающие примеры подходящих спиртов включают метанол, этанол, пропанол, бутанол, гексанол, октанол, деканол, 2-бутил-1-октанол, 2-пропил-1-гептанол, 2-этил-1-гексанол и т.д.

Как указано, в дополнение к сложным эфирам, описанным выше, поверхностно-активные вещества, применимые для формирования композиций данного изобретения, могут включать разнообразные алкоксилированные спирты. Обычно алкоксилированные спирты, применимые в данном изобретении будут иметь следующую общую формулу:

где x составляет от 3 до 30,

n составляет от 2 до 4,

y составляет от 0 до 6, и

z составляет от 3 до 20.

В особенности предпочтительными алкоксилированными спиртами являются этоксилированные спирты, где

x составляет от 5 до 29,

y составляет 0,

z составляет от 3 до 12.

Неограничивающими примерами спиртов, которые могут быть применены для получения поверхностно-активных веществ, являются изотридециловый спирт, изодециловый спирт, 2-пропилгептанол, 2-этилгексанол, лауриловый спирт и т.д.

В дополнение к компонентам, перечисленным выше, композиции по данному изобретению могут включать сорастворитель, который является обычно углеводородом по своей природе. Также важно заметить, что эфиры, описанные ранее, могут служить в качестве как растворителя, так и сорастворителя в одно и то же время. Обычно сорастворитель имеет значительное содержание нафтеновых и/или высокоразветвленных парафинов. Как правило, сорастворитель может содержать от примерно 20% до примерно 90% или более нафтенов, изопарафинов или их смеси. В особенности, сорастворитель, имеющий такой состав, будут содержать углеводороды в интервале от примерно C₈ до примерно C₃₀. Таблица 1 ниже представляет неограничивающие примеры разнообразных сорастворителей, которые могут быть применены в композициях по данному изобретению.

Таблица 1

LPA LPA-142 LPA-170 LPA-210 Дизельное топливо HF-1000 ODC-15 Линейные -- -- -- -- 41,3¹ 20,9 -- Изопарафины (мол,%) 25 21 28 30 14 25 Олефины -- -- -- -- -- 24,89 -- Нафтены (моноциклические) (мол.%) 62 64 60 69 22,1² 30 47 Декалины (бициклические) (мол.%) 13 15 12 1 11,9 -- 10 Ароматические соединения -- -- -- -- 24,7 -- 15 Оксигенаты -- -- -- -- -- 3,84³ -- Интервал углеродной цепи C10-C16 C11-C12 C12-C14 C14-C16 C10-C20 C12-C22

¹ В зависимости от конкретного дизельного топлива

² Также содержит 2,3% трициклических углеводородов

³ Спирты, сложные эфиры

Как можно видеть из Таблицы 1, сорастворитель может содержать жидкие углеводороды, содержащие от примерно 10% до примерно 35% изопарафинов, от примерно 30% до примерно 73% нафтенов и имеющие длину углеродной цепи от примерно C8 до примерно C30. Как также можно видеть из Таблицы 1, некоторые сорастворители могут включать значительные количества линейных парафинов, в то время как другие могут содержать небольшие количества оксигенатов, таких как спирты, сложные эфиры или т.п. Как должно быть также очевидно из Таблицы 1, некоторые из сорастворителей могут содержать олефины, в то время как другие, например, дизельное топливо, могут содержать значительные количества ароматических углеводородов. В общем, Таблица 1 демонстрирует, что в композициях по данному изобретению в качестве необязательного сорастворителя могут быть применены, выгодным образом, разнообразные углеводороды, хотя и другие соединения могут присутствовать в определенных случаях. Также понятно, что, хотя дизельное топливо может быть применено, оно не является предпочтительным в качестве сорастворителя, главным образом по той причине, что увеличенное содержание в нем ароматических углеводородов делает его менее желательным с экологической точки зрения.

Содержание эфира в композиции для очистки ствола скважины по данному изобретению будет обычно составлять от примерно 40 до примерно 90 масс.% от общей массы состава. Когда смачивающее поверхностно-активное вещество применяют и в этом случае, оно будет содержаться от примерно 0,01 до примерно 5 масс.% от общей массы композиции. Когда применяют сорастворитель, то сорастворитель будет содержаться от примерно 10 до примерно 90 масс.% от общей массы композиции.

Композиции по данному изобретению могут быть применены, чтобы образовывать композиции для кислотной обработки, и эфиры могут присутствовать в количестве вплоть до примерно 95 масс.% от общей массы композиции, т.е. эфира, одного или нескольких поверхностно-активных веществ и сложных эфиров, необязательно одного из сорастворителей, агента для кислотной обработки, включая любой из ингибиторов коррозии.

Как хорошо известно специалистам в данной области техники, воздействие на пласт является процессом, применяемым в нефтяных и газовых скважинах, чтобы увеличить или возобновить производство. Например, в некоторых случаях пробуренная скважина первоначально проявляет низкую проницаемость, и воздействие на пласт применяют, чтобы начать добычу из пласта. В других случаях, воздействие на пласт применяют, чтобы дополнительно стимулировать проницаемость и поток из уже существующей скважины, которая перешла в продуктивное состояние. Кислотная обработка является типичной обработкой пласта для интенсификации притока, которую обычно выполняют ниже давления гидравлического разрыва пласта, чтобы восстановить естественную проницаемость породы-коллектора. Как хорошо известно специалистам в данной области техники, кислотную обработку выполняют посредством закачивания кислоты в скважину, чтобы растворить известняк, доломит и карбонатный цемент между зернами отложений породы-коллектора. В общем, имеются два вида кислотной обработки, матричная кислотная обработка под давлением ниже давления гидроразрыва и кислотная обработка под давлением выше давления гидроразрыва.

Матричную кислотную обработку выполняют, когда кислоту закачивают в скважину и в поры породы-коллектора. В этом типе кислотной обработки, кислота растворяет осадок и твердые частицы в буровом растворе, которые ингибируют проницаемость породы, увеличивая природные поры продуктивного пласта, стимулируя тем самым протекание углеводородов. В то время как матричную кислотную обработку обычно выполняют при достаточно низком давлении, чтобы предотвратить разрыв породы-коллектора, кислотная обработка под давлением выше давления гидроразрыва включает закачивание кислоты под высоким давлением в скважину, физически разрушая породу-коллектор и растворяя отложения, ингибирующие проницаемость. В последнем случае создаются каналы, через которые могут протекать углеводороды. Наряду с тем, что различные виды кислот могут быть применены в композициях для кислотной обработки, хлористоводородная кислота находится среди наиболее часто применяемых, однако она может быть объединена с фтористоводородной кислотой, с тем, чтобы обладать способностью к растворению кварцев, песка и глины из пород-коллекторов. При применении при высокой температуре, органические кислоты, такие как муравьиная или уксусная кислоты могут быть применены, чтобы оказывать более медленное реакционное воздействие и, соответственно, более глубокое воздействие на пласт. Соответственно, в случае композиций по данному изобретению, композиция для кислотной обработки может содержать эфир, одно или несколько поверхностно-активных веществ, необязательно один из сорастворителей и кислоту по выбору. Также следует отметить, что типичный состав для кислотной обработки может содержать другие компоненты, такие как ингибирующие добавки, чтобы защищать кислоту от разложения стальной колонной в скважине. Дополнительно может быть добавлен комплексообразующий агент, чтобы блокировать образование гелей или осадков железа, которые могут засорять поры продуктивного пласта во время операции кислотной обработки.

Органические растворители, применяемые в операциях возбуждения скважины, например, при кислотной обработке, обычно имеют высокий каури-бутаноловый показатель (KB), который показывает их высокую растворяющую способность в отношении остатков нефти или органических загрязняющих примесей. Гексиловый эфир в качестве растворителя, применяемого в данного изобретении, обладает хорошей растворяющей способностью и высокой температурой вспышки по сравнению с d-лимоненом (см. Таблицу 2).

Таблица 2

Растворитель Температура вспышки (°F) Каури-бутаноловый показатель Толуол 43°F (6,11°C) 102 Ксилол 77°F (25°C) 98 LPA 142 142°F (61,11°C) 34 HF1000 178°F (81,11°C) 18 D-Лимонен 110°F (43,33°C) 67 Гексиловый эфир 207°F (97,22°C) 95

Таблица 2 ясно показывает, что дигексиловый эфир в качестве растворителя обладает такой же растворяющей способностью, что и ксилол, однако более высокой растворяющей способностью и температурой вспышки, чем d-лимонен. Растворители с высокой температурой вспышки являются желательными для применения на нефтяных месторождениях вследствие меньшей опасности при обращении с растворителем и потенциальной возможности возникновения пожара.

Композиции по данному изобретению могут быть применены, чтобы растворять/уменьшать содержание остатков на поверхностях ствола скважины, делая возможным смачивание таких поверхностей водой посредством смачивающих поверхностно-активных веществ. В методе испытания на каплезащищенность применяли прибор Хегмана, чтобы оценить способность композиций эфирного растворителя, эфира/поверхностно-активного вещества, эфира/сложного эфира и эфира/сложного эфира/поверхностно-активного вещества удалять остатки нефти с поверхности нержавеющей стали или уменьшать их количество. В этом методе, 1 мл растворителя и/или композиций поверхностно-активного вещества, сложного эфира, наносили по каплям на протяжении периода времени 60 секунд на нефть, намазанную равномерным образом на измеритель Хегмана из нержавеющей стали, имеющий наклон под углом 45 градусов. Примененное поверхностно-активное вещество являлось этоксилатом NOVEL® TDA-7 (TDA-7) производства компании Sasol North America, Inc. TDA-7 является производным от изотридецилового спирта, этоксилированного до средней величины 7 молей этиленоксида. Фиг. 1 показывает цифровые изображения нефти, оставшейся на приборе Хегмана, до (Холостой опыт) и сразу же после действия растворителя и/или системы растворитель/поверхностно-активное вещество. В определенном способе применения композиции по данному изобретению, после того, как скважина пробурена с применением бурового раствора в виде обращенной эмульсии, необходимо удалять остатки нефти и других органических загрязняющих примесей с поверхности ствола скважины и смачивать водой поверхность ствола скважины и колонны для выполнения дополнительных операций, таких как цементирование, которое, как известно специалистам в данной области техники, применяют для того, чтобы предоставить хорошее сцепление между колонной и поверхностью ствола скважины. Подобная проблема сцепления возникает, когда гравийная набивка выполнена без значительного уменьшения или удаления остатков нефти или корки. Данное изобретение включает эфирную композицию и смачивающее поверхностно-активное вещество, присутствующее в количестве, которое является эффективным при удалении или уменьшения количества остатков нефти в стволах скважин. Эфир сам по себе будет удалять или уменьшать количество остатков нефти, однако не будет смачивать водой поверхность ствола скважины. Включение смачивающего поверхностно-активного вещества, такого как TDA-7, будет изменять смачиваемость пласта от смачивания нефтью на смачивание водой. Комбинация эфира с поверхностно-активным веществом проявляет улучшение в растворяющей способности жидкостной системы очистки ствола скважины, как видно на Фиг. 1. Добавление 500 млн^-1 смачивающего поверхностно-активного вещества (TDA-7) к d-лимонену также увеличивает удаление остатков нефти с поверхности нержавеющей стали вследствие увеличенной растворяющей способности.

Во время бурения ствола скважины различные флюиды обычно применяют в скважине для различных действий. Такие флюиды могут циркулировать через бурильную колонну и буровую коронку в ствол скважины и затем протекать вверх через ствол скважины к поверхности. Во время этого циркулирования буровой раствор может действовать, чтобы удалять буровой шлам, чтобы суспендировать шлам и утяжелитель, когда циркуляция прервана, чтобы регулировать давление в скважине, чтобы поддерживать целостность ствола скважины, пока профиль скважины не будет обсажен и зацементирован, чтобы изолировать флюиды из пластов посредством предоставления гидростатического давления, достаточного для предотвращения доступа пластовых флюидов в ствол скважины, чтобы охлаждать и смазывать бурильную колонну и буровую коронку и/или чтобы максимизировать скорость проходки.

Одним из путей защиты пласта является формирование фильтрационной корки на поверхности подземной формации. Фильтрационные корки формируются, когда частицы, суспендированные в текучей среде ствола скважины, покрывают и засоряют поры в подземной формации таким образом, что фильтрационная корка предотвращает или уменьшает потери флюидов в пласт и приток флюидов, присутствующих в пласте. Ряд путей формирования фильтрационных корок известны в данной области техники, включая применение закупоривающей добавки, шлама, образованного посредством процесса бурения, полимерных добавок и т.д. После того, как операции заканчивания были завершены, может являться необходимым удаление фильтрационной корки, образованной во время бурения и/или заканчивания, остающейся на боковых стенках ствола скважины. Хотя формирование фильтрационной корки и применение тампонов для предотвращения потери текучей среды являются необходимыми при операциях бурения и заканчивания, такие барьеры могут быть значительной помехой для добычи углеводородных или других текучих сред из скважины, если, например, горная порода при этом закупорена барьером. Поскольку фильтрационная корка является компактной, она часто прочно прилипает к породе боковой поверхности пласта и может не быть легко или полностью вымыта из пласта посредством одного лишь действия текучей среды.

Проблемы с эффективной очисткой и заканчиванием скважины являются важными проблемами во всех скважинах, и особенно при заканчивании горизонтальной скважины с необсаженным забоем. Продуктивность скважины до некоторой степени зависит от действенного и эффективного удаления фильтрационной корки, наряду с минимизированием потенциального блокирования воды, закупоривания или нарушения иным образом естественного потока из пласта, также как и от сходных факторов, связанных с забойной компоновкой.

Соответственно, имеет место постоянная потребность в брейкерных системах, которые эффективным образом очищают ствол скважины и не ингибировать способность пласта к отдаче нефти или газа после того, как скважина введена в эксплуатацию. Композиции по данному изобретению являются идеально подходящими в качестве брейкера и составов буферной жидкости по причине их высокой растворяющей способности, высокой температуры вспышки растворителя композиции и того факта, что они могут быть составлены в соответствии с определенными техническими условиями, требующимися для конкретного пласта.

Композиции по данному изобретению обычно проявляют превосходную способность к удалению/уменьшению остатков нефти и смачиванию водой поверхностей колонны/пласта (Фиг. II). Эксперимент по очистке/удалению фильтрационной корки выполняли, чтобы определить эффективность очистки дигексиловым эфиром по сравнению с другими растворителями. Данная процедура включает образование фильтрационных корок на многосекционном фильтр-прессе API от неводного бурового раствора. Фильтрационную корку предварительно взвешивали и помещали в лабораторный стакан, содержащий испытываемую текучую среду. Реометр FANN® 35A опускали в текучую среду, вращали в течение 10 минут при испытательной скорости 300 об/мин и фильтрационную корку удаляли и повторно взвешивали. Данные ясно показывают, что дигексиловый эфир выполняет действие гораздо лучше, чем ксилол в буровом растворе с дизельным топливом от процесса GTL при 12 фунтах на галлон (1,2 кг/л). Ксилол всегда был легко подходящим органическим растворителем для удаления остатков нефти из стволов нефтяных скважин, как видно из Таблицы 3. Также было найдено, что в зависимости от конкретного выбора ингредиентов, композиции по данному изобретению являются эффективными при удалении остатков нефти, образованных разными шламами на основе синтетической нефти.

Таблица 3

Растворитель Удаление фильтрационной корки (масс.%) Диоктиловый эфир 5,9 Ксилол 8,3 HF1000 12,8 LPA 142 15,5 ODC-15 19,2 Дигексиловый эфир 23,3 Дигексиловый эфир+поверхностно-активное вещество 24,9

В зависимости от вида применения композиций по данному изобретению, они могут быть введены в ствол скважины различными способами, обычно применяемыми при операциях обработки ствола скважины. Например, в случае применения композиция в качестве брейкера, чтобы удалить фильтрационную корку, брейкер, применяющий композиции по данному изобретению, может быть закачен в ствол скважины, скважину затем закрывают на желательный период времени, чтобы разрушить фильтрационную корку, после чего брейкер может быть удален. В случаях, когда композиции по данному изобретению применяют для очистки скважины, т.е. удаления остатков нефти и т.д., очистные составы, содержащие композиции по данному изобретению, могут снова быть инжектированы в скважину, и скважину закрывают на желательный период времени. В качестве альтернативы, предполагают, что очистная текучая среда может циркулировать в стволе скважины/колонне до тех пор, пока все остатки не будут уменьшены/удалены.

Из вышеуказанного следует, что различные композиции по данному изобретению могут быть применены при различных обработках скважины, включая, без ограничения, чистку скважины, удаление фильтрационной корки и кислотную обработку. Вместе с этими операциями по обслуживанию скважины, конкретный вид композиции и ее выбранное количество будут обусловлены природой пласта, в котором пробурена скважина, условиями нисходящей скважины, например, температурами, и т.д. Соответственно, различные комбинации композиций по данному изобретению с агентами для кислотной обработки, биодобавками, ингибиторами коррозии и т.д. могут быть применены и выбраны на основании вышеописанного, например, условий нисходящей скважины. В качестве лишь примера, если кислотная обработка является выбранной обработкой скважины, возможно применение только эфиров по данному изобретению совместно с агентом для кислотной обработки и необязательно сорастворителем. Подобная ситуация имеет место в отношении удаления фильтрационной корки и других процедур.

Хотя определенные варианты осуществления данного изобретения были описаны в данном документе довольно подробно, это было сделано лишь в целях разъяснения различных аспектов данного изобретения и не предназначено для ограничения объема данного изобретения, который определен в формуле изобретения ниже. Специалистам в данной области техники будет понятно, что представленный и описанный вариант осуществления является лишь примером, и различные другие замещения, изменения и модификации, включающие, однако не ограничивающиеся ими, те варианты, которые были специально рассмотрены в данном документе, могут быть сделаны при осуществлении на практике данного изобретения без отклонения от его объема.

Изобретение относится к обработке нефтяных и газовых скважин. Композиция для применения в скважинных операциях в нефтяной и газовой скважине, содержащая A. эфир, имеющий приведенную формулу, в количестве 40-90 масс.%; и B. по меньшей мере, один дополнительный компонент, выбранный из: (i) сложного эфира приведенных формул, (ii) алкоксилированного спирта, (iii) смесей (i) и (ii), (iv) кислоты и (v) смесей (i), (ii) и (iv), где сложный эфир и алкоксилированный спирт присутствуют в общем количестве от 0,01 до 5 масс.%. Способ обработки ствола скважины, включающий: предоставление композиции, содержащей один из: Состава A, состоящего из указанного выше эфира; Состава В, состоящего из Состава А и по меньшей мере одного из i), (ii) и (iii); Состава C, состоящего из Состава A и углеводородного сорастворителя; Состава D, состоящего из Состава B и углеводородного сорастворителя; Состава E, состоящего из Состава A и кислоты; Состава F, состоящего из Состава B и кислоты; Состава G, состоящего из Состава C и кислоты; Состава H, состоящего из Состава B и углеводородного сорастворителя; Состава I, состоящего из Состава F и углеводородного сорастворителя; где сложный эфир и алкоксилированный спирт присутствуют в общем количестве от 0,01 до 5 масс.%, введение по меньшей мере одного из Составов A-I в ствол скважины и выполнение операции, содержащей одно действие из: очистки ствола скважины, удаления фильтрационной корки, кислотной обработки. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 3 табл., 1 ил.

1. Композиция для применения в скважинных операциях в нефтяной и газовой скважине, содержащая:

A. эфир, имеющий общую формулу:

,

где каждая из R и R₁ является алкильной группой, которая, независимо одна от другой, может быть линейной или разветвленной, содержащей от 1 до 29 атомов углерода, где указанный эфир присутствует в количестве от 40 до 90 масс.%; и

B. по меньшей мере один дополнительный компонент, выбранный из группы, состоящей из:

(i) сложного эфира формулы:

или

,

где группы R₂-R₅ являются линейными или разветвленными алкильными группами, имеющими от 1 до 30 атомов углерода, и n составляет от 0 до 20;

(ii) алкоксилированного спирта, имеющего общую формулу:

,

где x составляет от 3 до 30, n составляет от 2 до 4, y составляет от 0 до 6 и z составляет от 3 до 20; и

(iii) смесей (i) и (ii).

(iv) кислоты; и

(v) смесей (i), (ii) и (iv),

где сложный эфир и алкоксилированный спирт присутствуют в общем количестве от 0,01 до 5 масс.%.

2. Композиция по п. 1, дополнительно содержащая сорастворитель, содержащий жидкий углеводород, включающий от 6 до 30 атомов углерода.

3. Композиция по п. 2, в которой указанный сорастворитель содержит от 20 до 90 масс.% или более нафтенов, изопарафинов или их смесей.

4. Композиция по п. 2, в которой сорастворитель содержит от 10 до 35 масс.% изопарафинов и от 30 до 73 масс.% нафтенов, которые все включают от 8 до 30 атомов углерода.

5. Композиция по п. 1, где R и R₁ содержат каждая от 5 до 7 атомов углерода.

6. Способ обработки ствола скважины, включающий:

I. предоставление композиции, содержащей один из

Состава A, состоящего из эфира, имеющего общую формулу

,

где каждая из R и R₁ является алкильной группой, которая, независимо одна от другой, может быть линейной или разветвленной, содержащей от 1 до 29 атомов углерода, где указанный эфир присутствует в количестве от 40 до 90 масс.%; и

Состава B, состоящего из Состава A и по меньшей мере одного дополнительного компонента, выбранного из группы, состоящей из:

(i) сложного эфира формулы:

или

,

где группы R₂-R₅ являются линейными или разветвленными алкильными группами, имеющими от 1 до 30 атомов углерода, и n составляет от 0 до 20;

(ii) алкоксилированного спирта, имеющего общую формулу:

,

где x составляет от 3 до 30, n составляет от 2 до 4, y составляет от 0 до 6 и z составляет от 3 до 20; и

(iii) смеси (i) и (ii);

Состава C, состоящего из Состава A и углеводородного сорастворителя;

Состава D, состоящего из Состава B и углеводородного сорастворителя;

Состава E, состоящего из Состава A и кислоты;

Состава F, состоящего из Состава B и кислоты;

Состава G, состоящего из Состава C и кислоты;

Состава H, состоящего из Состава B и углеводородного сорастворителя;

Состава I, состоящего из Состава F и углеводородного сорастворителя;

где сложный эфир и алкоксилированный спирт присутствуют в общем количестве от 0,01 до 5 масс.%;

II. введение по меньшей мере одного из Составов A-I в ствол скважины; и

III. выполнение операции, содержащей одно действие из:

очистки ствола скважины;

удаления фильтрационной корки;

кислотной обработки.

7. Способ по п. 6, в котором указанный сорастворитель содержит жидкий углеводород, включающий от 6 до 30 атомов углерода.

8. Способ по п. 7, в котором указанный сорастворитель содержит от 20 до 90 масс.% или более нафтенов, изопарафинов или их смесей.

9. Способ по п. 7, где сорастворитель содержит от 10 до 35 масс.% изопарафинов и от 30 до 73 масс.% нафтенов, которые все содержат от 8 до 30 атомов углерода.

10. Способ по п. 6, в котором указанную кислоту выбирают из группы, состоящей из хлористоводородной кислоты, фтористоводородной кислоты, муравьиной кислоты и уксусной кислоты и их смесей.

11. Способ по п. 6, в котором каждая из R и R₁ содержит от 5 до 7 атомов углерода.