АКТИВНЫЕ В ОТНОШЕНИИ МИКРООРГАНИЗМОВ КОМПОЗИЦИИ, СОДЕРЖАЩИЕ ПОНИЗИТЕЛЬ ВЯЗКОСТИ Российский патент 2021 года по МПК C09K8/68 E21B43/26 

Настоящая заявка испрашивает приоритет согласно Статье 35 U.S.C. § 119(e) предварительной заявки на патент США с серийным №62/188012, поданной 2 июля 2015 года, полное раскрытие которой включено в данный документ посредством ссылки.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В нефтепромышленности все более обычной практикой является осуществление процедуры, известной как разрыв с помощью реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения. Он представляет собой способ интенсификации добычи углеводородов из скважины путем закачивания воды при высоких скоростях в скважину, тем самым создавая разрыв в продуктивном пласте. Из соображений практичности и экономичности таких обработок необходимо использование материалов для снижения давления при закачивании путем снижения сопротивления трения воды относительно систем труб скважины. Для этой цели широко используются полимеры на основе полиакриламида.

Одной из существующих проблем использования этих полимеров является их стойкость. Огромная доля полиакриламида, используемого при обработке реагентом на водной основе для снижения поверхностного натяжения, зачастую остается в продуктивном пласте. Это приводит к нескольким нежелательным эффектам в отношении достижения необходимой цели интенсификации добычи: остаток полимера может в действительности ухудшать некоторую проницаемость горных пород; он может препятствовать извлечению воды, используемой при разрыве пласта; и он обеспечивает источник азота, который может поддерживать рост бактерий в скважине. Полиакриламид, который не поглощается, а остается в растворе в извлеченной воде, также будет еще более затруднять удаление воды. Эти проблемы могут быть решены путем добавления понизителя вязкости в жидкость для обработки скважины, которая содержит понизитель трения на основе полиакриламида.

Другим источником проблем, связанных с жидкостями для обработки скважины, является бактериальное загрязнение буровых жидкостей, таких как жидкости разрыва. Например, микроорганизмы в месторождениях нефти или в инъекционной воде, если вода собирается из прудов или подобных источников воды, могут включать железоокисляющие бактерии, сульфатвосстанавливающие бактерии, слизеобразующие бактерии, бактерии, окисляющие сульфид, дрожжи, и плесени, и простейшие. Биоциды используют для обработки воды и уничтожения бактерий или существенного количества бактерий во время обработки биоцидом.

Однако обычно полагают, что неокисляющие биоциды не совместимы с окисляющими понизителями вязкости, поскольку присутствие окислителя в жидкости для обработки скважины будет ингибировать способность биоцида контролировать популяции микроорганизмов. Следовательно, в данной области техники существует необходимость в эффективных системах на основе биоцидного понизителя вязкости.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В настоящем изобретении предусмотрена композиция для обработки скважины, которая содержит тетракис(гидроксиоргано)фосфониевую соль ("соль ТНР") и по меньшей мере один окисляющий понизитель вязкости. В определенных вариантах осуществления тетракис(гидроксиоргано)фосфониевая соль выбрана из сульфата тетракис(гидроксиметил)фосфония, хлорида тетракис(гидроксиметил)фосфония, фосфата тетракис(гидроксиметил)фосфония, нитрата тетракис(гидроксиметил)фосфония и оксалата тетракис(гидроксиметил)фосфония. В определенных вариантах осуществления тетракис(гидроксиоргано)фосфониевая соль присутствует в количестве от приблизительно 40 ppm до приблизительно 250 ppm.

В определенных вариантах осуществления композиция дополнительно содержит соединение четвертичного аммония. В определенных вариантах осуществления соединение четвертичного аммония присутствует в количестве от приблизительно 5 ppm до приблизительно 50 ppm.

В определенных вариантах осуществления композиция дополнительно содержит полимер на основе ненасыщенной карбоновой кислоты или сополимер ненасыщенной карбоновой кислоты и сульфоновой кислоты, при этом указанный полимер или сополимер имеет на конце дополнительную группу моно- или дифосфонированной ненасыщенной карбоновой кислоты или содержит такие мономеры, включенные в основную цепь полимера. В определенных вариантах осуществления полимер или сополимер имеет на конце винилфосфоновую кислоту (VPA) или винилиден-1,1-дифосфоновую кислоту (VDPA) или содержит такие мономеры, включенные в основную цепь полимера.

В определенных вариантах осуществления окисляющий понизитель вязкости выбран из пероксида водорода, персульфата натрия, инкапсулированного персульфата аммония и хлорита натрия. В определенных вариантах осуществления окисляющий понизитель вязкости присутствует в количестве от приблизительно 15 ppm до приблизительно 250 ppm.

В настоящем изобретении также предусмотрен способ получения активной в отношении микроорганизмов композиции, содержащей понизитель вязкости, который включает стадии получения композиции согласно настоящему изобретению и разбавления композиции с образованием разбавленной композиции.

В настоящем изобретении также предусмотрен способ обработки подземного пласта, который включает стадию введения композиции согласно настоящему изобретению в пласт.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

На фиг. 1 представлено сравнение исходного и конечного значений вязкости для различных композиций в исследовании с пероксидом водорода; на фиг. 2 представлено сравнение изменения вязкости для различных композиций в исследовании с хлоритом натрия;

на фиг. 3 представлено сравнение изменения вязкости для различных композиций в исследовании с персульфатом натрия;

на фиг. 4 представлено сравнение изменения вязкости для различных композиций в исследовании с инкапсулированным персульфатом аммония;

на фиг. 5 представлен график, изображающий влияние 0,25 gpt THPS (20%)/понизителя вязкости на концентрацию АТФ;

на фиг. 6 представлен график, изображающий влияние 0,50 gpt THPS (20%)/понизителя вязкости на концентрацию АТФ;

на фиг. 7 представлен график, изображающий влияние THPS (20%)/понизителя вязкости на концентрацию АТФ;

на фиг. 8 представлен график, изображающий влияние THPS (20%)/понизителя вязкости на концентрацию АТФ;

на фиг. 9 представлен график, изображающий влияние 50% THPS/Quat/понизителя вязкости на концентрацию АТФ; и

на фиг. 10 представлен график, изображающий влияние 50% THPS/Quat/понизителя вязкости на концентрацию АТФ.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В целом, композиции для обработки скважины согласно настоящему изобретению содержат тетракис(гидроксиоргано)фосфониевую соль ("соль ТНР") и по меньшей мере один окисляющий понизитель вязкости. Результаты экспериментов неожиданно демонстрируют, что соль ТНР и окисляющие понизители вязкости можно использовать одновременно в жидкостях для обработки скважины, при этом все еще эффективно работая.

Хотя рассмотрены конкретные варианты осуществления, данное описание является исключительно иллюстративным и не ограничивающим. Многие варианты настоящего изобретения будут очевидными для специалистов в данной области техники при рассмотрении данного описания.

Если не указано иное, все технические и научные термины, используемые в данном документе, имеют то же самое значение, которое обычно понятно специалисту в данной области техники, к которой относится данное описание.

Как используется в данном описании и формуле изобретения, формы единственного числа включают формы множественного числа, если в контексте четко не указано иное.

Как используется в данном документе, и если не указано иное, термин «приблизительно» или «примерно» означает приемлемую погрешность для конкретного значения, как определено специалистом в данной области техники, что зависит частично от того, как измеряют или определяют значение. В определенных вариантах осуществления термин «приблизительно» или «примерно» означает в пределах 1, 2, 3 или 4 стандартных отклонений. В определенных вариантах осуществления термин «приблизительно» или «примерно» означает в пределах 50%, 20%, 15%, 10%, 9%, 8%, 7%, 6%, 5%, 4%, 3%, 2%, 1%, 0,5%, или 0,05% заданного значения или диапазона.

Также следует понимать, что любой числовой диапазон, указанный в данном документе, предназначен для включения всех поддиапазонов, кратко изложенных в данном документе. Например, диапазон «от 1 до 10» предназначен для включения всех поддиапазонов от и включительно с указанным минимальным значением 1 до указанного максимального значения 10; то есть имеющих минимальное значение, равное или больше 1, и максимальное значение, равное или меньше 10. Поскольку раскрытые числовые диапазоны являются непрерывными, они включают каждое значение от минимального до максимального значений. Если явно не указано иное, различные числовые диапазоны, указанные в данной заявке, являются приблизительными.

Как используется в данном документе, термин «жидкость для обработки скважины» предназначена для охвата частичных и/или готовых композиций, подходящих для введения в скважину или подземный пласт. Жидкости для обработки скважины включают без ограничения жидкости для гидравлического разрыва. В определенных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины содержит окисляющий понизитель вязкости в количестве от приблизительно 15 ppm до приблизительно 250 ppm активного ингредиента (например, понизителя вязкости).

В определенных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины содержит соль ТНР в количестве от приблизительно 40 ppm до приблизительно 250 ppm активного ингредиента. В определенных вариантах осуществления соль ТНР представляет собой сульфат тетракис(гидроксиметил)фосфония («THPS»). Другие соли ТНР включают фосфит, бромид, фторид, хлорид, фосфат, карбонат, ацетат, формиат, цитрат, борат и силикат.

В определенных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины содержит соль ТНР, соединение четвертичного аммония и окисляющий понизитель вязкости. В конкретном варианте осуществления соединение четвертичного аммония представляет собой хлорид бензалкония. В определенных вариантах осуществления соединение четвертичного аммония присутствует в количестве от приблизительно 5 ppm до приблизительно 50 ppm.

В определенных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины содержит соль ТНР, полимер на основе ненасыщенной карбоновой кислоты или сополимер ненасыщенной карбоновой кислоты и сульфоновой кислоты, при этом полимер или сополимер имеет на конце дополнительную группу моно- или дифосфонированной ненасыщенной карбоновой кислоты или содержит такие мономеры, включенные в основную цепь полимера. В определенных вариантах осуществления полимер или сополимер либо имеет на конце винилфосфоновую кислоту (VPA) или винилиден-1,1-дифосфоновую кислоту (VDPA), либо содержит такие мономеры, включенные в основную цепь полимера; соответственно, полимер может представлять собой статистический сополимер, содержащий мономеры VPA и/или VDPA.

В других вариантах осуществления полимер представляет собой полиакрилат или сополимер акрилата и сульфоната. В определенных вариантах осуществления полимер представляет собой полиакрилат, имеющий на конце винилфосфоновую кислоту, (далее "полимер с концевыми группами конце VPA") или винилиден-1,1-дифосфоновую кислоту (далее "полимер с концевыми группами VDPA"), или представляет собой полиакрилат, содержащий мономеры VPA и/или VDPA. В других вариантах осуществления полимер представляет собой сополимер акрилата и сульфоната, имеющий на конце винилиден-1,1-дифосфоновую кислоту (далее "сополимер с концевыми группами VDPA") или винилфосфоновую кислоту (далее "сополимер с концевыми группами VPA"), или представляет собой сополимер акрилата и сульфоната, содержащий мономеры VPA и/или VDPA.

В определенных вариантах осуществления соотношение полимера или сополимера с концевыми группами VPA или VDPA и соли ТНР, составляет, при выражении в виде процента по весу, в диапазоне от 0,5 до 50%, таком как от 0,5 до 30%; предпочтительно от 1 до 25%, таком как от 1 до 20%, например, от 1 до 10% или от 2 до 8%; наиболее предпочтительно от 1 до 5%, например, от 3 до 5% (в пересчете на количество активных твердых веществ и от 1 до 74%, например, 50%, активного состава соли ТНР).

В определенных вариантах осуществления окисляющий понизитель вязкости выбран из пероксидов (например, пероксида водорода), персульфатов (например, персульфата натрия ("SP"), инкапсулированного персульфата аммония ("АР")) и хлоритов (например, хлорита натрия ("SC")).

В определенных вариантах осуществления окисляющий понизитель вязкости присутствует в жидкости для обработки скважины в количестве, эффективном для уменьшения вязкости жидкости. В определенных вариантах осуществления понизитель вязкости присутствует в количестве по меньшей мере приблизительно 0,25 галлона разбавленного раствора, содержащего понизитель вязкости, на тысячу галлонов жидкости для обработки скважины (gpt), в некоторых случаях по меньшей мере приблизительно 0,5 gpt и может составлять не более приблизительно 1,5 gpt, в некоторых случаях не более приблизительно 3,0 gpt. В других вариантах осуществления понизитель вязкости присутствует в количестве по меньшей мере приблизительно 0,25 фунта разбавленного раствора, содержащего понизитель вязкости, на тысячу галлонов жидкости для обработки скважины (ppt), в некоторых случаях по меньшей мере приблизительно 0,5 ppt и может составлять не более приблизительно 2,0 ppt, в некоторых случаях не более приблизительно 3,0 ppt. Количество разбавленного раствора, содержащего понизитель вязкости, используемого в растворе для уменьшения трения путем обработки, может иметь любое значение или диапазон любых значений, указанных выше. В определенных вариантах осуществления разбавленный раствор содержит от приблизительно 5 вес. % до приблизительно 10 вес. % понизителя вязкости в воде. Как используется в данном документе, термин "разбавленный раствор" означает раствор, содержащий низкую концентрацию растворенного вещества по сравнению с растворителем. В определенных вариантах осуществления "растворенное вещество" относится к понизителю вязкости, биоциду или другому активному ингредиенту. В определенных вариантах осуществления растворитель является водным и содержит воду.

В определенных вариантах осуществления соль ТНР присутствует в жидкости для обработки скважины в количестве, эффективном для контроля или уменьшения количества популяции микроорганизмов в жидкости. В определенных вариантах осуществления соль ТНР присутствует в количестве по меньшей мере приблизительно 0,25 галлона соли ТНР на тысячу галлонов жидкости для обработки скважины (gpt) и может составлять не более приблизительно 0,75 gpt. В других вариантах осуществления соль ТНР и соединение четвертичного аммония ("quat") присутствуют в жидкости для обработки скважины. В определенных вариантах осуществления комбинация соли THP/quat присутствует в количестве по меньшей мере приблизительно 0,1 галлона соли THP/quat на тысячу галлонов жидкости для обработки скважины (gpt) и может составлять не более приблизительно 0,3 gpt. Эти диапазоны для gpt соответствуют диапазону от приблизительно 50 ppm до приблизительно 150 ppm биоцида. Количество соли ТНР или соли THP/quat, используемое в растворе для уменьшения трения путем обработки, может представлять собой любое значение или диапазон в пределах любых значений, указанных выше. В определенных вариантах осуществления разбавленный раствор содержит от приблизительно 18 вес. % до приблизительно 55 вес. % соли ТНР в воде. В определенных вариантах осуществления разбавленный раствор содержит от приблизительно 45 вес. % до приблизительно 55 вес. % соли ТНР и quat в воде. В определенных вариантах осуществления предусмотрен способ получения активной в отношении микроорганизмов композиции, содержащей понизитель вязкости. В конкретном варианте осуществления способ включает стадии получения композиции для обработки скважины, которая содержит соль ТНР и по меньшей мере один окисляющий понизитель вязкости; и разбавления композиции с образованием разбавленной композиции. В определенных вариантах осуществления композиция для обработки скважины дополнительно содержит соединение четвертичного аммония.

Также предусмотрены способы обработки подземного пласта, которые включают стадию введения композиции для обработки скважины, которая содержит соль ТНР и по меньшей мере один окисляющий понизитель вязкости, в пласт. В определенных вариантах осуществления композиция для обработки скважины дополнительно содержит соединение четвертичного аммония.

Настоящее изобретение далее будет описано со ссылкой на следующие примеры.

Следующие примеры являются исключительно иллюстративными и не предназначены для ограничения. Если не указано иное, все значения процентного содержания приведены по весу от всей композиции.

Пример 1. Испытание в отношении вязкости (пероксид водорода).

Получение образца.

Тестировали 7% пероксид водорода в сочетании с THPS для определения совместимости понизителя вязкости в условиях уменьшения вязкости. К каждому тестируемому образцу реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения добавляли полиакриламид при 1,0 галлона на тысячу галлонов воды. Один образец, содержащий только полиакриламид, тестировали в качестве контроля. Тестировали 1,0 gpt 7% пероксид водорода отдельно, с 0,25 gpt 20% THPS и с 0,25 gpt 50% THPS.

Анализ образца

Все измерения вязкости определяли с использованием вискозиметра Cannon-Ubbelohde при 70°F (ASTM D 445, D 446, ISO 3104 и ISO 3105). Измерения вязкости приведены в сантистоксах. Образцы реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения смешивали на блендере Waring в течение 3 минут при 1500 об/мин. перед считыванием исходной вязкости. Образцы находились на водяной бане при 150°F в течение 16 часов, затем их охлаждали до 70°F перед измерением считываний конечной вязкости.

7% пероксид водорода эффективно уменьшает вязкость жидкости на основе реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения до вязкости воды с и без THPS при обычных загрузках, указывая, что какая-либо несовместимость отсутствует (фиг. 1).

Пример 2. Испытание в отношении вязкости (хлорит натрия).

Получение образца.

Получали 1000 мл жидкости на основе геля из гуаровой камеди в воде путем объединения 1,0 gpt 62% хлорида холина и 6,0 gpt суспензии на основе геля из гуаровой камеди и смешивания с применением блендера Waring в течение 5 минут. Смешивали 200 мл жидкости на основе геля из гуаровой камеди в блендере Waring. Получали образец жидкости, загущенной сшитым полимером, путем добавления следующего к жидкости на основе геля из гуаровой камеди: (0,25 gpt биоцида (20% или 50% THPS), 3,0 gpt 30% тиосульфата натрия, 1,0 gpt 35% гидроксида натрия, 2,0 gpt 8% хлорита натрия, 0,8 gpt мгновенно сшивающего средства, содержащего 20-25% метабората калия, и 2,0 gpt сшивающего средства замедленного действия, содержащего 15-40% смеси на основе боратной соли. Контрольные образцы получали аналогичным образом с биоцидом и/или понизителем вязкости, упущенными из образца.

Анализ образца

После смешивания в течение 15 секунд отбирали 52 мл образца жидкости, загущенной сшитым полимером, в 60 мл шприц и помещали в рукав вискозиметра Chandler 5550. С помощью боба В5, установленного на вискозиметре, изначально использовали программное обеспечение Rheo 5000. Помещали рукав, содержащий образец сшивающего средства, на вискозиметр над бобом и завинчивали до отказа. Прикладывали давление примерно 400 фунтов/кв. дюйм по отношению к чашке для образца, повернув клапан давления в положение «ДАВЛ.». Запускали вискозиметр с помощью программного обеспечения Rheo 5550 с применением графика, рассчитанного на достижение забойной температуры примерно через 20 минут, и записывали вязкость при 100 сек-1. Записывали вязкость за 2 часа до охлаждения и очистки боба и рукава.

Проведенные испытания показывают, что использование THPS не мешает способности хлорита натрия эффективно понижать вязкость сшивающего средства (фиг. 2).

Пример 3. Испытание в отношении вязкости (персульфаты).

Получение образца.

Получали 1000 мл жидкости на основе геля из гуаровой камеди в воде путем объединения 1,0 gpt 62% хлорида холина и 7,5 gpt суспензии на основе геля из гуаровой камеди и смешивания с применением блендера Waring в течение 5 минут. Смешивали 200 мл жидкости на основе геля из гуаровой камеди в блендере Waring. Получали несколько образцов жидкости, загущенной сшитым полимером. Получали образцы персульфата натрия путем добавления следующего к жидкости на основе геля из гуаровой камеди: (0,5 ppt, 0,75 ppt или 1,0 ppt персульфата натрия, 0,5 gpt 20% THPS, 1,5 gpt сшивающего средства на основе бората). Контрольный образец получали аналогичным способом с 0,5 ppt персульфата натрия и без биоцида. Получали образцы инкапсулированного персульфата аммония путем добавления следующего к жидкости на основе геля из гуаровой камеди: (0,5 ppt, 0,75 ppt или 1,0 ppt инкапсулированного персульфата аммония, 1,0 gpt 25% гидроксида натрия, 0,5 gpt 50% THPS/Quat, 1,5 gpt сшивающего средства на основе бората). Контрольный образец получали аналогичным способом с 0,5 ppt инкапсулированного персульфата аммония и без биоцида.

Анализ образца

После смешивания в течение 15 секунд отбирали 52 мл образца жидкости, загущенной сшитым полимером, в 60 мл шприц и осаждение в рукав вискозиметра Ofite 900. С установленным бобом В2 на вискозиметре помещали рукав, содержащий образец сшивающего средства, на вискозиметр над бобом и завинчивали до отказа. Запускали вискозиметр с помощью программного обеспечения ORCADA с применением графика, рассчитанного на достижение забойной температуры примерно через 20 минут, и записывали вязкость при 100 об/мин. Записывали вязкость за 4 часа до охлаждения и очистки боба и рукава. Проведенные испытания показали, что использование THPS с понизителем вязкости на основе персульфата натрия или инкапсулированного персульфата натрия является предпочтительным при высоких концентрациях понизителя вязкости, (фиг. 3-1).

Пример 4. Испытание в отношении биоцидной активности (эксперимент №1).

Получение образца.

Изучали биоцидную активность композиций на основе THPS/окисляющего понизителя вязкости, направленных против Pseudomonas Fluorescens. В первом эксперименте 2 л воды из скважины инокулировали 4 мл питательной среды, содержащей живые Pseudomonas f., и перемешивали с помощью вертикальной мешалки при 2000 об/мин. После тщательного перемешивания, и при работе мешалки с помощью шприца отбирали 150 мл образцов и помещены в отдельные колбы. Первую и последнюю колбу оставляли без биоцида или понизителя вязкости, чтобы они выступали в качестве контрольных образцов. Оставшиеся образцы обрабатывали различными концентрациями биоцида и окисляющих понизителей вязкости. В таблице 1 перечислены компоненты и концентрация каждого тестируемого образца.

*Примечание: "gpt" эквивалентно галлонам на тысячу галлонов воды, "ppt" эквивалентно фунтам на тысячу галлонов воды.

Анализ образца

Анализ биоцидной активности выполняли с использованием люминометра LUMINULTRA® PhotonMaster™ и тестового набора для измерения количества АТФ Quench-Gone™ Organic Modified (QGO-M). В начальное время (точка времени 0) оба контрольных образца тестировали с использованием набора для измерения количества АТФ. Затем все образцы оставляли при температуре лабораторной комнаты (72°F). Затем все образцы (20 мл каждый) тестировали с использованием набора для измерения количества АТФ через один час и через 24 часа.

Результаты анализа АТФ изображены на фиг. 5-6. Исходя из этих результатов, нет явной несовместимости между THPS и окисляющими понизителями вязкости. Например, при концентрации THPS 0,25 gpt добавление понизителей вязкости, по-видимому, приводит к усилению или ускорению биоцидных свойств (фиг. 5).

Пример 5. Испытание в отношении биоцидной активности (эксперимент №2).

Получение образца.

500 мл воды с 1% KCl, забуференной бикарбонатом натрия до рН 7,7, инокулировали 10 мл питательной среды, содержащей живые Pseudomonas f., и смешивали в блендере Waring lab при 2000 об/мин. в течение 5 минут. После смешивания ее разделяли на 30 мл образцы в отдельные колбы. Первую и последнюю колбу оставляли без биоцида или понизителя вязкости, чтобы они выступали в качестве контрольных образцов. Оставшиеся образцы обрабатывали различными концентрациями биоцида и окисляющих понизителей вязкости. В таблице 2 перечислены компоненты и концентрация каждого тестируемого образца.

*Примечание: "gpt" эквивалентно галлонам на тысячу галлонов воды, "ppt" эквивалентно фунтам на тысячу галлонов воды.

**QUAT = хлорид бензалкония (№ согласно CAS 68424-85-1).

Анализ образца

Анализ биоцидной активности выполняли с использованием люминометра LUMINULTRA® PhotonMaster™ и тестового набора для измерения количества АТФ Quench-Gone™ Organic Modified (QGO-M). В начальное время (точка времени 0) оба контрольных образца тестировали с использованием набора для измерения количества АТФ. Затем все образцы инкубировали при 77°F. Затем все образцы (5 мл) тестировали с использованием набора для измерения количества АТФ через один час и снова через 5 часов.

Результаты анализа АТФ изображены на фиг. 7-10. Результаты экспериментов показывают, что THPS обеспечивает аналогичное биоцидное действие в отношении Pseudomonas Fluorescens с и без добавления окисляющих понизителей вязкости. Кроме того, результаты показывают, что при добавлении 7% пероксида водорода или хлорита натрия 8% уменьшение активности микроорганизмов может быть ускорено или незначительно усилено.

Раскрытый объект настоящего изобретения описан со ссылкой на конкретные детали его конкретных вариантов осуществления. Не предполагается, что такие детали следует рассматривать как ограничения объема раскрытого объекта настоящего изобретения, за исключением случаев и до той степени, как они включены в прилагаемую формулу изобретения.

Следовательно, иллюстративные варианты осуществления, описанные в данном документе, хорошо подходят для достижения целей и получения преимуществ, указанных выше, а также присущих им. Конкретные варианты осуществления, раскрытые выше, являются исключительно иллюстративными, поскольку иллюстративные варианты осуществления, описанные в данном документе, могут быть модифицированы и реализованы на практике посредством различных, но эквивалентных способов, очевидных для специалистов в данной области техники, которые ознакомятся со сведениями, указанными в данном документе. Кроме того, для деталей конструкции или схемы, показанных в данном документе, не предусмотрены никакие ограничения, кроме раскрытых в приведенной ниже формуле изобретения. Следовательно, очевидно, что конкретные иллюстративные варианты осуществления, раскрытые выше, могут быть изменены, объединены или модифицированы, при этом считается, что все такие изменения находятся в пределах объема и сущности иллюстративных вариантов осуществления, описанных в данном документе. Иллюстративные варианты осуществления, описанные и раскрытые в данном документе в качестве примера, могут быть соответствующим образом реализованы на практике при отсутствии любого элемента, явным образом не описанного в данном документе, и/или любого необязательного элемента, раскрытого в данном документе. Несмотря на то, что композиции и способы описаны как "содержащие", "имеющие в своем составе" или "включающие" различные компоненты или стадии, эти композиции и способы также могут "состоять главным образом из" или "состоять из" различных компонентов, веществ и стадий. Как используется в данном документе, термин "состоящий главным образом из" следует рассматривать как включающий перечисленные компоненты, вещества или стадии и такие дополнительные компоненты, вещества или стадии, которые физически не влияют на основные и новые свойства композиции или способа. В некоторых вариантах осуществления композиция согласно вариантам осуществления настоящего изобретения, которая "состоит главным образом из" указанных компонентов или веществ, не содержит любых дополнительных компонентов или веществ, которые изменяют основные и новые свойства композиции. При наличии противоречий в применении слова или термина в данном описании и одном или нескольких патентов или других документов, которые могут быть включены в данный документ посредством ссылки, следует принимать определения, соответствующие данному описанию.

Изобретение относится к нефтепромышленности, композиция для обработки скважины, способ ее получения и способ обработки нефтяного пласта используются для интенсификации добычи углеводородов из скважины путем закачивания воды с заявленным реагентом при высоких скоростях в скважину, тем самым создавая разрыв в продуктивном пласте. Композиция представляет собой жидкость для обработки скважины, содержащую тетракис(гидроксиоргано)фосфониевую соль, соединение четвертичного аммония, сополимер ненасыщенной карбоновой кислоты и сульфоновой кислоты. Указанный сополимер имеет на конце винилиден-1,1-дифосфоновую кислоту (VDPA) или содержит такие мономеры, включенные в основную цепь полимера, и по меньшей мере один окисляющий понизитель вязкости в количестве от 15 ppm до 250 ppm. Способ получения активной в отношении микроорганизмов композиции, содержащей понизитель вязкости, включает стадии: a. получения указанной композиции и b. ее разбавления. Способ обработки подземного пласта включает стадию введения полученной композиции в пласт. Изобретение повышает стойкость композиции, понижающей вязкость скважинной жидкости, при контроле популяции микроорганизмов, и повышает интенсификацию добычи углеводородов. 3 н. и 8 з.п. ф-лы, 10 ил., 2 табл., 5 пр.

1. Композиция, представляющая собой жидкость для обработки скважины, содержащая тетракис(гидроксиоргано)фосфониевую соль, соединение четвертичного аммония, сополимер ненасыщенной карбоновой кислоты и сульфоновой кислоты, при этом указанный сополимер имеет на конце винилиден-1,1-дифосфоновую кислоту (VDPA) или содержит такие мономеры, включенные в основную цепь полимера, и по меньшей мере один окисляющий понизитель вязкости в количестве от 15 ppm до 250 ppm.

2. Композиция по п. 1, где тетракис(гидроксиоргано)фосфониевая соль выбрана из группы, состоящей из сульфата тетракис(гидроксиметил)фосфония, хлорида тетракис(гидроксиметил)фосфония, фосфата тетракис(гидроксиметил)фосфония, нитрата тетракис(гидроксиметил)фосфония и оксалата тетракис(гидроксиметил)фосфония.

3. Композиция по п. 1, где тетракис(гидроксиоргано)фосфониевая соль присутствует в количестве от 40 ppm до 250 ppm.

4. Композиция по п. 1, где соединение четвертичного аммония присутствует в количестве от 5 ppm до 50 ppm.

5. Композиция по п. 1, где окисляющий понизитель вязкости выбран из группы, состоящей из пероксида водорода, персульфата натрия, инкапсулированного персульфата аммония и хлорита натрия.

6. Способ получения активной в отношении микроорганизмов композиции, содержащей понизитель вязкости, включающий стадии:

a. получения композиции по п. 1 и

b. разбавления композиции с образованием разбавленной композиции.

7. Способ по п. 6, где тетракис(гидроксиоргано)фосфониевая соль выбрана из группы, состоящей из сульфата тетракис(гидроксиметил)фосфония, хлорида тетракис(гидроксиметил)фосфония, фосфата тетракис(гидроксиметил)фосфония, нитрата тетракис(гидроксиметил)фосфония и оксалата тетракис(гидроксиметил)фосфония.

8. Способ по п. 6, где окисляющий понизитель вязкости выбран из группы, состоящей из пероксида водорода, персульфата натрия, инкапсулированного персульфата аммония и хлорита натрия.

9. Способ обработки подземного пласта, включающий стадию введения композиции по п. 1 в пласт.

10. Способ по п. 9, где тетракис(гидроксиоргано)фосфониевая соль выбрана из группы, состоящей из сульфата тетракис(гидроксиметил)фосфония, хлорида тетракис(гидроксиметил)фосфония, фосфата тетракис(гидроксиметил)фосфония, нитрата тетракис(гидроксиметил)фосфония и оксалата тетракис(гидроксиметил)фосфония.

11. Способ по п. 9, где окисляющий понизитель вязкости выбран из группы, состоящей из пероксида водорода, персульфата натрия, инкапсулированного персульфата аммония и хлорита натрия.