Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
ВОДНЫЙ БУРОВОЙ ИЛИ КОЛЛЕКТОРНЫЙ РАСТВОР, СПОСОБ БУРЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ (ВАРИАНТЫ)
ВОДНЫЙ БУРОВОЙ ИЛИ КОЛЛЕКТОРНЫЙ РАСТВОР, СПОСОБ БУРЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ (ВАРИАНТЫ)

ВОДНЫЙ БУРОВОЙ ИЛИ КОЛЛЕКТОРНЫЙ РАСТВОР, СПОСОБ БУРЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ (ВАРИАНТЫ)

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Раствор и способ относятся к водным буровым растворам, содержащим особые классы полимеров, которые действуют как ингибиторы дробления и набухания сланцев при обработке нефтяных или газовых коллекторов. Техническим результатом является сведение к минимуму дробления сланцев. Водный буровой или коллекторный раствор содержит полимеры со свойствами ингибирования для сланцев. Эти полимеры растворены в растворе и образованы из 50 - 100 мол.% мономеров формулы

где R1 выбран из H и C1 - C4-алкильных групп; R2 - из C1 - C4-алкильных групп, -C(CH3)2CH2COCH3, -CH=CH2 и -C(CH3)=CH2; R3 - из H, C1 - C4-алкильных групп, CH2= CH- и CH2=C(CH3)-, причем когда R3 - H или C1 - C4-алкил, тогда R1 - H, а R2 - -CH=CH2 или -C(CH3)=CH2, и когда R2 - -C(CH3)2CH2COCH3, тогда R1 - H, и других неионных этиленненасыщенных мономеров - 0 - 50 мол.%, причем полимер образован без изменения формулы любых мономерных звеньев и имеет мол. м. 700000 и менее. Способ бурения ствола скважины в содержащей сланцы породе предусматривает удаление из скважины и вымывание на поверхность ствола скважины материала предложенным водным буровым раствором, а также дополнительное распознавание того, что бурение происходит через содержащую сланцы породу. 3 с. и 9 з.п.ф-лы, 6 табл.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2160759
Класс(ы) патента: C09K7/00
Номер заявки: 97121304/03
Дата подачи заявки: 22.05.1996
Дата публикации: 20.12.2000
Заявитель(и): ЦИБА СПЕШИЭЛИТИ КЕМИКАЛС УОТЕР ТРИТМЕНТС ЛИМИТЕД (GB)
Автор(ы): Брайан ДАЙМОНД (GB)
Патентообладатель(и): ЦИБА СПЕШИЭЛИТИ КЕМИКАЛС УОТЕР ТРИТМЕНТС ЛИМИТЕД (GB)
Описание изобретения: Изобретение относится к новым водным буровым растворам, содержащим особые классы полимеров, которые действуют как ингибиторы дробления или набухания сланцев ("ингибиторы для сланцев", "shale inhibitors") во время бурения скважин. Оно также относится к способам применения буровых растворов и сведения к минимуму дробление сланцев. Полимеры также пригодны для ингибирования набухания, дробления или диспергирования глин в жидкостях, используемых для обработки нефтяных или газовых коллекторов и проникновения в них.
Известно, что жидкости на водной основе используются в процессах бурения для того, чтобы выносить материалы породы из пробуренной скважины. Когда бурение осуществляют в пласте, образованном из минералов, известных как сланцы, то основные проблемы могут возникнуть из-за взаимодействия воды со сланцем в буровом растворе. Вода стремится абсорбироваться в сланец, вызывая его набухание или ослабление, разрывая таким образом его внутреннюю структуру. Это может привести к сжатию ствола скважины, а также к размягчению и разрушению стенки ствола скважины. Это само по себе создает проблемы. Кроме того, части породы могут отделяться от стенки скважины и повышать вязкость проходящего через скважину бурового раствора и содержание твердых веществ в нем. Применение буровых растворов на основе масел могло бы смягчить эти проблемы, однако такие жидкости дороги и полагаются нежелательными для окружающей среды. Поэтому, идет поиск способов ингибирования дробления сланцев ("ингибирование для сланцев", "shale inhibition") при применении водных буровых растворов.
Подобные проблемы встречаются при набухании и дроблении глинистых материалов внутри газовых и нефтяных коллекторов при контакте с водными коллекторными растворами. Такое набухание имеет тенденцию вызывать проблемы с проницаемостью внутри этих коллекторов. Поэтому также желательно предложить способы ингибирования дробления глины ("ингибирование для глин", "clay inhibition") в таких средах.
Известно, что различные полимерные материалы с различными целями вводят в буровые растворы. Эти различные полимерные материалы предназначены для решения ряда проблем, с которыми можно столкнуться во время бурения, в зависимости от типа породы, в которой происходит бурение. Как правило, если из предыдущего анализа или из прошлого опыта известно, что конкретная порода приведет к конкретной проблеме, такой как дробление сланцев или глин, то в буровой раствор вводят подходящие добавки, для того чтобы предотвратить такие проблемы или смягчить их, если они возникают. В альтернативном случае, если неизвестно, какие проблемы могут возникнуть, то бурение обычно начинают с простым базовым буровым раствором. Если наблюдается, что во время бурения возникают проблемы, то тогда в раствор вводят надлежащие добавки. Поэтому, если наблюдают, что происходит дробление сланца или глины, то в раствор добавляют ингибитор для сланца или глины.
Известно, что в буровые растворы вводят различные полимерные материалы как ингибиторы для сланцев. Известно, что с этой целью используют высокомолекулярные (от 5 до 15 миллионов дальтон) полиакриламиды или акриламид/акрилатные сополимеры (анионные полиакриламиды). Полагают, что они действуют путем абсорбции на сланце, покрытия его и предотвращения проникновения воды. Однако часто в качестве компонента буровых растворов вводят бентонит как загуститель. Полиакриламиды, в частности анионные полиакриламиды, стремятся абсорбироваться на поверхности бентонита в буровом растворе и части доз полимеров теряются.
В патенте США 4440649 предложено использовать тройной сополимер виниламида-винилсульфоната с акриламидом для предотвращения дробления материалов, содержащих глину. Предложенный тройной сополимер описан в патенте США 4309523. Все полимеры, приведенные в качестве примеров, содержат 2-акриламид-2-метилпропан-3-сульфоновую кислоту (АМПС). Количества АМПС часто очень велики, например по меньшей мере 50 вес.%, часто по меньшей мере 65 вес.%. Используемым виниламидом является N-винил-N-метилацетамид, винилацетамид, винилформамид. В полимерах, приведенных в качестве примеров, эти мономеры обычно присутствуют в малых количествах, в частности никогда не более 50 вес. % полимера. Когда такие мономеры присутствуют в количествах 50%, они всегда находятся в комбинации со значительными количествами АМПС (например, по меньшей мере 35 вес.%). В патенте США 4536297 также предложено применение тройного сополимера виниламида-винил-сульфоната для предотвращения дробления материалов, содержащих глину. Этот тройной сополимер описан в DE-A-3144770. Приведенные в качестве примеров полимеры также содержат значительные количества анионного мономера, в данном случае стиролсульфоната натрия. Сульфонат в описанных тройных сополимерах часто присутствует в количестве по меньшей мере 50 вес. %. Также используют амидные мономеры, такие как N-винил-N-метилацетамид, N-винилформамид. Однако их обычно используют в малых количествах, в особенности в описанных тройных сополимерах, в которых они всегда используются в количествах менее 50 вес.%. Эти преимущественно анионные полимеры могут иметь проблемы, подобные наблюдаемым в случае анионных полиакриламидов.
Также известно, что в качестве ингибирующих дробление сланцев компонентов буровых растворов используют довольно низкомолекулярные, сильно катионные полимеры, такие как хлорид диаллилдиметиламмония (ХДАДМА). Они действуют так, чтобы ингибировать дробление сланца путем проникновения в сланец и воздействия с увеличением его внутренней прочности и снижением набухания при контакте с водой. К сожалению, катионные полимеры могут быть очень токсичными для флоры и фауны моря. Они также стремятся абсорбироваться на твердых поверхностях, иных чем сланец, что приводит к потере части дозы, и применение таких полимеров является неэффективным.
Также известно, что в буровые растворы вводят полигликоли в качестве ингибиторов дробления сланцев. Они действуют тем, что проникают в сланец и способствуют сохранению его внутренней структуры. Также полагают, что они вызывают некоторую дегидратацию сланца. Полигликоли общеприняты как ингибиторы для сланцев в виде промышленного стандарта.
В GB-A-2267921 описан буровой раствор на водной основе, содержащий поливинилпирролидон в качестве ингибитора для сланцев. Это единственный материал, упоминаемый как ингибитор для сланца. Утверждается, что полимер ПВП может иметь молекулярную массу 5000 и выше, но предпочтительно выше одного миллиона. Примеры показывают, что большая молекулярная масса является явно предпочтительной. Создается впечатление, что ПВП действует как покрывающий полимер для предотвращения проникновения воды в сланец.
В двух недавних описаниях обсуждаются способы получения буровых растворов, пригодных для применения в сланцевых пластах. В WO96/04349 упоминается возможность введения растворенных молекулярных веществ. Они могут быть полимерами. Конкретные полимеры не предлагаются. В WO96/03474 предлагается конкретная композиция, которая включает особое поверхностно-активное вещество вместе с водорастворимым полимером, таким как ПВП, поливиниловый спирт, полисахарид или частично гидролизованный (то есть анионный) полиакриламид.
Как было объяснено выше, к буровым растворам можно добавлять различные материалы, в соответствии с проблемами, с которыми сталкиваются в конкретной операции бурения. В GB-A-2225364 обсуждаются материалы, пригодные для применения в качестве понизителей водоотдачи. Полимеры представляют собой сополимеры акриламида и N-виниламида, который обычно является N-винилформамидом (N-ВФ). Как правило, N-ВФ используют в малых количествах. Полимеры, приведенные в качестве примеров, содержат не более 22 вес.% мономера на основе N-ВФ. После образования полимер подвергают гидролизу, чтобы прогидролизовать часть N-ВФ до N-виниламина, уменьшая таким образом количество мономерных звеньев N-ВФ, присутствующих в полимере. Также предлагается гидролиз акриламида. Предлагаются молекулярные массы полимера от 10000 до 1000000.
Для применения в других растворах, связанных с добычей нефти, также известны различные материалы. Патент США 5,080,809 является очень широким описанием полимеров, которые можно использовать во время операций по добыче нефти. Некоторые из полимеров, приводимых в качестве примеров средств регулирования подвижности, применяемых при добыче нефти усовершенствованными методами, содержат, например, сополимеры 60 вес. % N,N-диметилакриламида (ДМАм)/40 вес.% N-винил-2-пирролидона (ВП), и сополимеры этих же мономеров в соотношении 50/50. Также описаны сополимеры 50 вес.% N-метил-N-винилацетамида (N-MBA)/50 вес.% акриламида, однако не говорится об их конкретном применении. Для регулирования подвижности при добыче нефти усовершенствованными методами также предложены сополимеры 80 вес.% ДМАм и 20 вес.% 3-метакрилоилоксипропансульфоновой кислоты (СПМ), а также аналогичный тройной сополимер с 10 вес.% АМПС вместо 10 вес.% СПМ.
В соответствии с первым аспектом изобретения мы предлагаем водный буровой или коллекторный раствор, содержащий в качестве ингибитора для сланца или глины растворенный полимер, образованный из этиленненасыщенных мономеров формулы I

и других неионных этиленненасыщенных мономеров, где в формуле I
R1 выбран из числа H и C14-алкильных групп,
R2 выбран из числа C1-C4-алкильных групп, -C(CH3)2CH2-, COCH3, -CH=CH2 и -C(CH3)=CH2.
R3 выбран из числа H, C1-C4-алкильных групп, CH2=CH-, и CH2=C(CH3)-,
причем когда R3 представляет Н или C1-C4-алкил, тогда R1 представляет H, a R2 является -CH=CH2 или -C(CH3)=CH2,
и когда R2 является -C-(CH3)2CH2COCH3, тогда R1 представляет H, при следующем соотношении компонентов (мол.%):
Мономеры формулы I - 750 - 100
Другие неионные этиленненасыщенные мономеры - 0 - 50
причем полимер образован без изменения формулы любых мономерных звеньев и полимер имеет молекулярную массу 700000 и менее. Мы обнаружили то, что применение водных буровых растворов, содержащих эти по существу неионные полимеры, приводит к лучшим результатам, чем применение полиакриламида, анионного полиакриламида и других анионных полимеров, особенно при высоких температурах. Полимеры нетоксичны для флоры и фауны моря, в отличие от по существу катионных полимеров. Мы также обнаружили, что они приводят к улучшенной эффективности ингибирования для сланцев в сравнении с промышленным стандартом, полигликолем. Мы также обнаружили то, что растворы приводят к улучшенной эффективности ингибирования для глины, когда их используют в качестве коллекторных растворов.
Изобретение также применимо к жидкостям для ремонта и заканчивания скважин, а также к буровым и коллекторным растворам, причем ссылки на буровые и коллекторные растворы следует интерпретировать соответствующим образом. В изобретении предпочтительно, чтобы раствор применялся в качестве бурового или коллекторного раствора.
Не желая быть ограниченными теорией, мы полагаем, что низкомолекулярные, по существу неионные, полимеры в водном растворе по изобретению действуют так, что они проникают в сланец или глину и способствуют сохранению их внутренней структуры. Соответственно, ингибируется набухание и дробление. Мы также обнаружили то, что растворы по изобретению могут снизить проникновение воды в сланец или глину.
Полимер растворяют в водном растворе. Он обычно присутствует в количествах до 5%, часто от 0,5 до 3%, предпочтительно от 1 до 3% от веса раствора. Важно, чтобы полимер растворился. Хорошо растворимые полимеры можно вводить в раствор в количествах, соответствующих верхнему пределу указанных диапазонов. Полимеры с меньшей растворимостью можно вводить в количествах, соответствующих нижним пределам этих диапазонов, чтобы гарантировать их растворение.
Полимер выбирают так, чтобы гарантировать его растворимость в водном растворе в количествах, требуемых для применения, в котором его нужно использовать. На растворимость полимера могут воздействовать различные факторы. К ним относятся выбор мономера или мономеров в пределах формулы I, выбор других сомономеров, если они есть, и молекулярная масса полимера.
Полимер в водном растворе по изобретению имеет малую молекулярную массу и она должна быть 700000 дальтон или менее, предпочтительно 500000 дальтон или менее, более предпочтительно 200000 дальтон или менее, и наиболее предпочтительно от 20000 до 50000 дальтон. Мы полагаем, что полимеры с меньшей молекулярной массой могут более эффективно проникать в сланец и придавать ему внутреннюю прочность. По всему данному описанию молекулярная масса является средневесовой молекулярной массой, измеряемой с помощью гель-проникающей хроматографии (ГПХ).
Используемый метод заключается в следующем:
отфильтрованный и обезгаженный водный буфер прокачивают через набор колонок Toso Haas TSK PWXL (G6000+G3000+ предохранительная), соединенных с дифференциальным рефрактометром, с использованием насоса для ВЭЖХ. Устанавливают расход 0,5 мл/мин, и колонки помещают в термостат для ЖХ, отрегулированный на 40oC. Растворы полимеров впрыскивают в систему ГПХ с использованием петли объемом 100 мкл, присоединенной к инжекторному клапану. Колонки калибруют с использованием доступных в продаже стандартов полиоксиэтилена и полиэтиленгликоля. Средневесовую молекулярную массу рассчитывают с использованием доступной в продаже компьютерной программы, связанной с системой ГПХ. Буфер может быть водным ацетатным буфером, и в этом случае растворы полимеров впрыскивают при концентрации примерно 0,2%. В альтернативном случае буфер может быть 0,1 М водным фосфатным буфером, и в этом случае растворы полимеров имеют концентрацию примерно 0,15%. Можно использовать эквивалентный метод.
Вязкость полимеров обычно составляет 160 сСт или ниже, часто 100 сСт или ниже, предпочтительно 15 сСт или ниже и обычно составляет 2 сСт или 3 сСт (измерена как вязкость 5% водного раствора с помощью вискозиметра с подвешенным уровнем при 25oC).
Выбор заместителей R1, R2 и R3 также влияет на растворимость. Как правило, чем длиннее углеродные цепочки, выбранные как заместители R1 и R2, тем ниже растворимость полимера, содержащего данный мономер.
Каждая из групп R1 и R2 может быть C1-C4-алкильной группой. Полимеры, содержащие мономеры, в которых R1 и/или R2 является C4-алкильной группой, имеют тенденцию к меньшей растворимости, чем те, в которых данные группы представляют собой C1-C3-алкил. Мономеры, имеющие более длинные группы R1 и R2, можно с пользой применять для бурения скважин, где температура бурового раствора является довольно низкой при применении, например, где раствор сохраняется при температуре ниже примерно 70oC, предпочтительно ниже примерно 50oC, часто от 20 до 40oC, например 30oC или ниже. Когда температура бурового раствора во время применения может подняться до примерно 70oC или выше, предпочтительно использовать полимеры, содержащие мономер с более короткой цепью групп R1 и R2, в частности C1-C3.
Каждый из N-заместителей, R1 и R2, может быть C1-C4-алкильной группой. Кроме того, R1 может быть H, a R2 может быть C(CH3)2CH2COCH3, -CH=CH2 или -C(CH3)OCH2 · R3 выбирают из числа H, C14-алкильных групп, CH2=CH- и CH2= C(CH3)-. Когда R3 представляет собой алкил, то по соображениям растворимости предпочтительны C1-C3-алкильные группы, как в случае R1 и R2.
Когда R3 представляет собой H или C1-C4-алкил, тогда R1 - H и R2 является -CH= CH2 или -C(CH3)=CH2, предпочтительно -CH=CH2. В данном последнем случае мономер формулы I представляет собой N-винилформамид, N-винилацетамид или N-винилпропионамид. Предпочтителен N-винилформамид.
Когда R3 является CH2=CH- или CH2=C(CH3)-, то тогда R1 может быть Н или C1-C4-алкилом и R3 может быть C1-C4-алкилом. В таком случае мономер формулы I является N-(C1-C4)-алкил- или N,N-диалкил(мет)акриламидом. Предпочтительны N-метил- и N,N-диметилакриламиды, N-этил- и N,N-диэтилакриламиды, N-метил-, N-этилакриламиды и N-изопропилакриламиды. Предпочтительно, чтобы заместители не содержали в общей сложности более 4, предпочтительно не более 3 атомов углерода, и, как правило, предпочтительно, чтобы акриламид был монозамещенным, причем один из заместителей был пропильной или, в особенности, бутильной группой, для улучшения растворимости. Как правило, для R1, R2 и R3 предпочтительны C1-C3-группы, в особенности там, где раствор будет подвергаться воздействию высоких (более 70oC) температур во время применения.
Заместитель R2 также может представлять собой - C(CH3)2CH2COCH3. Когда это так, то R1 представляет собой H. В данном случае R3 обычно является CH2= CH-, и тогда мономер формулы I является диацетонакриламидом. Этот мономер предпочтительно использовать в малых количествах, так как при больших концентрациях он может понизить растворимость полимера.
Смесь мономеров, из которой образуют полимер, содержит по меньшей мере 50% мономера формулы I. Полимер предпочтительно образуют из смеси, содержащей по меньшей мере 60 или 70% мономера формулы I и более предпочтительно содержащей по меньшей мере 80 и даже до 100% мономера формулы I. Когда 100% мономера имеет формулу I, то полимер предпочтительно является гомополимером одного типа мономера. К особенно предпочтительным гомополимерам относится гомополимер N,N-диметилакриламида.
Когда присутствуют мономеры, отличные от мономеров формулы I, то их количество может составлять до 50%, предпочтительно до 30% или 40%. Эти сомономеры могут быть любыми сомономерами, не мешающими функции полимерного материала по ингибированию для сланца или глины, и также предпочтительно, чтобы они были легкодоступными. К подходящим мономерам относятся акриламид, метакриламид, винилацетат и гидроксиэтилакрилат.
Сомономеры предпочтительно являются неионными, однако полимер может включать ионный (анионный или катионный) мономер в малых количествах, которые недостаточны для того, чтобы мешать функции ингибирования для сланца или привести к значительной токсичности. Таким образом, количества ионного мономера обычно составляют менее 20 мол.%, предпочтительно менее 15 мол.%, более предпочтительно менее 10 мол.%, обычно по существу ноль. Предпочтительно, чтобы полимер был образован только из неионных мономеров.
К предпочтительным полимерам, которые включают в себя сомономер, относится сополимер, содержащий основное количество, например 70 вес.%, N-винилформамида и меньшее количество, например 30 вес.%, акриламида.
Важно то, чтобы полимер имел достаточную растворимость для растворения в водном растворе в эффективных количествах. Надлежащий выбор типов и количеств сомономеров позволяет манипулировать растворимостью полимера для любого данного типа или комбинация типов мономера формулы I.
Полимеры, используемые в водном растворе по изобретению, обычно получают полимеризацией мономера или смеси мономеров в водном растворе с получением водного раствора полимера. Поэтому, мономер или смесь мономеров, как правило, выбирают таким образом, чтобы гарантировать то, чтобы не только конечный полимер, но и смесь полимеров, из которой он образован, были растворимы в воде в надлежащих количествах. Если мономер или мономеры формулы I имеют довольно низкую растворимость, то надлежащий выбор сомономера может привести к растворимой смеси мономеров. Например, некоторые малорастворимые алкил- или диалкиакриламиды могут быть сделаны более растворимыми путем их смешения с акриламидом, который может действовать как сорастворитель с водой.
Используемая смесь мономеров определена ранее. Также предпочтительно, чтобы смесь мономеров воспроизводила количества мономерных звеньев, образующих полимер по изобретению. То есть растворенный полимер имеет состав по мономерным звеньям, определенный выше для смеси мономеров. В частности, предпочтительно, чтобы полимера не обрабатывали после полимеризации и перед применением так, чтобы изменить формулы любых мономерных звеньев, например путем гидролиза амидов. В особенности это справедливо для амидов формулы I. Таким образом, полимер, включенный в водный буровой раствор, имеет состав мономерных звеньев, определенный выше для мономеров, из которых образуют полимер.
Как правило, для полимеризации смесь мономеров обычно загружают в количестве от 5 до 50% от веса раствора, предпочтительно от 20 до 40% от веса раствора, чтобы получить конечный раствор полимеров, содержащий от 5 до 50% полимера, предпочтительно от 20 до 40%.
Полимеры также могут быть получены другими подходящими методами, включая суспензионную (гранульную) полимеризацию с обращенными фазами и эмульсионную полимеризацию с обращенными фазами.
Водный раствор по изобретению может быть буровым раствором с активностью по ингибированию для сланцев или же коллекторным раствором с активностью по ингибированию для глины. Он также может быть жидкостью для ремонта или заканчивания скважин.
Коллекторный раствор по изобретению может включать любые обычные добавки для коллекторных растворов. Его можно использовать в любом процессе, где используются коллекторные растворы, например при добыче нефти усовершенствованными методами.
Предпочтительно, чтобы раствор был буровым раствором.
Водный буровой раствор по изобретению может содержать любые обычные добавки для буровых растворов, которые желательны при данных обстоятельствах. К ним относятся загустители, такие как глина (например, бентонит), ксантановая камедь и полимер гидроксиэтилцеллюлозы; утяжеляющие вещества, такие как бариты и гематиты; неорганические соли, которые способствуют ингибированию для сланцев, такие как хлорид натрия, хлорид калия, хлорид кальция, карбонат калия, ацетат натрия и сульфат кальция; иные материалы, добавляемые в качестве ингибиторов для сланцев, или же (там, где необходимо) понизители водоотдачи, такие как карбоксилированные целлюлозы, в частности, гидролизованный полиакриламид и крахмал.
Водный буровой раствор по изобретению можно использовать в любом обычном способе бурения, так же, как и известные водные буровые растворы. Таким образом, по второму аспекту изобретения предлагается способ бурения ствола скважины в содержащей сланцы породе, в котором материал удаляют из породы и вымывают в водном буровом растворе на поверхность ствола скважины, и в этом случае водный буровой раствор содержит в качестве ингибитора для сланца растворенный полимер, образованный из этиленненасыщенных мономеров формулы I

и других неионных этиленненасыщенных мономеров, где в формуле I
R1 выбран из H и C1-C4-алкильных групп,
R2 выбран из C1-C4-алкильных групп, -C(CH3)2CH2COCH3, -CH=CH2, и -C(CH3)=CH2,
R3 выбран из H, C1-C4-алкильных групп, -CH2=CH-, и CH2=C(CH3)-, причем когда R3 представляет H или C1-C4-алкил, тогда R1 представляет H, а R2 является -CH=CH2 или C(CH3)=CH2,
и когда R2 является -C(CH3)2CH2COCH3, тогда R1 представляет H; при следующем соотношении компонентов (мол.%):
Мономеры формулы I - 50-100
Другие неионные этиленненасыщенные мономеры - 0-50
причем полимер образован без изменения формулы любых мономерных звеньев и имеет молекулярную массу 700000 и менее.
В способе по второму аспекту изобретения водный буровой раствор и полимер, ингибирующий дробление сланца, может иметь любые из описанных выше характеристик продукта по первому аспекту изобретения.
По третьему аспекту изобретения мы предлагаем способ бурения ствола скважины в породе, в котором материал удаляют из породы и вымывают в водном буровом растворе на поверхность ствола скважины, и который включает распознавание того, что бурение происходит через сланец, и в котором в буровой раствор в качестве ингибитора для сланца введен растворенный полимер, образованный из этиленненасыщенных мономеров формулы I

и других неионных этиленненасыщенных мономеров, где в формуле I
R1 выбран из H и C1-C4-алкильных групп,
R2 выбран из C1-C4-алкильных групп, -C(CH3)2CH2COCH3, -CH-CH2 и -C(CH3)= CH2,
R3 выбран из H, C1-C4-алкильных групп, -CH2=CH- и CH2=C(CH3)-, причем, когда R3 представляет H или C1-C4-алкил, тогда R1 представляет H, a R2 является -CH=CH2 или -C(CH3)=CH2,
и когда R2 является -C(CH3)2CH2COCH3, тогда R1 представляет H; при следующем соотношении компонентов (мол.%):
Мономеры формулы I - 50-100
Другие неионные этиленненасыщенные мономеры - 0-50
причем полимер образован без изменения формулы любых мономерных звеньев и имеет молекулярную массу 700000 и менее.
По третьему аспекту изобретения распознавание того, что бурение проводится через сланец, можно осуществить перед бурением, например, путем наблюдения за предшествующими операциями бурения в районе или же другими средствами анализа содержимого породы. Это также можно осуществить путем исследования изменяющихся условий во время бурения, например, тех, которые обычно наблюдают в результате дробления сланца. К ним могут относиться повышенная вязкость и/или содержание твердых веществ в буровом растворе.
В настоящем изобретении предлагается, чтобы в процессе бурения ствола скважины в породе, при котором материал удаляют из породы и вымывают в водном буровом растворе на поверхность ствола скважины, в качестве ингибитора для сланца использовали растворенный полимер, образованный из этиленненасыщенных мономеров формулы I

и других неионных этиленненасыщенных мономеров, где в формуле I
R1 выбран из H и C1-C4-алкильных групп,
R2 выбран из C1-C4-алкильных групп, -C(CH3)2CH2COCH3, -CH=CH2 и -C(CH3)= CH2,
R3 выбран из H, C1-C4-алкильных групп, -CH2=CH- и CH2=C(CH3)-,
причем, когда R3 представляет H или -C1-C4-алкил, тогда R1 представляет H, a R2 является -CH=CH2 или -C(CH3)=CH2,
и когда R2 является -C(CH3)2CH2COCH3, тогда R1 представляет H; при следующем соотношении компонентов (мол.%):
Мономеры формулы I - 50-100
Другие неионные этиленненасыщенные мономеры - 0-50
причем полимер образован без изменения формулы любых мономерных звеньев и имеет молекулярную массу 700000 и менее.
По третьему аспекту изобретения водный буровой раствор и полимер, ингибирующий дробление сланца, могут иметь любые характеристики, описанные выше в отношении продукта по первому аспекту изобретения.
Теперь изобретение будет проиллюстрировано со ссылкой на следующие примеры. Примеры относятся к ингибированию дробления сланца, однако подобные композиции и методы испытаний применимы и для ингибирования дробления глины.
ПРИМЕР 1
Получение сополимера N-винилформамида : акриламида 70:30 вес./вес.
Раствор мономера был получен путем смешения 875,8 г воды, 68,1 г N-винилформамида и 56,1 г 52,1%-ного водного раствора мономера акриламида. Эту смесь загрузили в полимерную емкость, оборудованную механической мешалкой, термометром и холодильником, и удаляли кислород в течение 1 часа с помощью барботирования азота. К концу периода барботирования смесь мономеров довели до кипения с обратным холодильником с использованием масляной бани. Сразу при закипании барботирование прекращали и поддерживали азотную подушку.
Смесь мономеров инициировали путем первоначального добавления 0,5 мл тиогликолевой кислоты и 0,05 г дигидрохлорида 2,2'-азобис(2-амидинопропана) с последующим непрерывным добавлением в течение 4 часов 6,5 г дигидрохлорида 2,2'-азобис(2-амидинопропана), растворенного в 38 мл воды. В течение всей реакции полимеризующуюся смесь поддерживали при кипении с обратным холодильником.
Раствор полимера оставили охлаждаться, что привело к сополимеру N-винилформамида : акриламида 70:30 (полимер J), с содержанием твердых веществ 9,15%.
ПРИМЕР 2
Получение гомополимера диметилакриламида
С использованием тех же условий и методик, которые описаны в примере 1, гомополимер диметилакриламида (полимер А) был получен из раствора мономера, состоящего из 102,9 г диметилакриламида с активностью 97,2%, растворенного в 897,1 г воды.
ПРИМЕР 3
Здесь приводится сравнение между полимером А (средневесовая молекулярная масса 280000 согласно ГПХ, как описано выше) по изобретению и (i) полигликолем (DCP208 от ВР Chemicals) и (ii) ХДАДМА (хлорид диаллилдиметиламмония) со средневесовой молекулярной массой примерно 100000, определенной с помощью ГПХ так, как описано выше, при ацетатном буфере и концентрации полимера 0,2%. Оба из них с успехом использовались как продажные ингибиторы для сланца.
Полимеры оценивали на эффективность следующим образом.
Лабораторная оценка эффективности
Для испытания эффективности ингибирующих химикатов в лаборатории используют подходящий субстрат сланца. В этих примерах 2-4-миллиметровые частицы натриевой формы монтмориллонита, о которой часто говорят как об одном из способных к гидратации сланцевых минералов, вызывающих наибольшие затруднения, извлекли в виде комков из бентонитной добывающей скважины в Вайоминге.
37,5 г частиц сланца статически замачивают в 87,5 куб. см водного испытываемого раствора в течение примерно 16 часов при установленных температурах, после чего их просеивают через сито 0,5 мм для извлечения относительно неповрежденного оставшегося сланца. Весь ослабленный или раздробленный сланец меньше данного размера отмывают с использованием промывочной жидкости с 15 ppb KCl. Сланец большего размера извлекают и взвешивают во влажном состоянии. Порцию испытывают на твердость. Высокая величина твердости указывает на оставшуюся относительно неповрежденную цельную структуру, и она является мерой ингибирования для сланца посредством полимера. Для другой порции определяют влагосодержание путем сушки при 110oC. Низкая величина указывает на стойкость к впитыванию воды, а также является мерой влияния добавленного полимера на ингибирование гидратации сланца. Общее количество извлеченного сланца на основе сухого % (без влаги) называют % извлечения, и на него часто влияют полимеры, особенно с большей молекулярной массой, которые физически капсулируют сланец. Это измерение является комбинацией ослабления структуры сланца вследствие гидратации или набухания и противоположного упрочнения структуры вследствие внешнего капсулирования. Высокая величина % извлечения указывает на хорошее ингибирование для сланца.
Твердость сланца определяют путем помещения заданного веса или объема извлеченного сланца в цилиндрическую емкость выбранных размеров и измерения силы, необходимой для проникновения цилиндрического зонда радиусом 0,85 см с плоской гранью на расстояние в 1,5 внутрь образца. Оценивают конечную требуемую силу, и она является мерой устойчивости к деформации, то есть твердостью или прочностью образца сланца. Это оценивается как пиковая нагрузка (в ньютонах) для данных образцов.
Содержание добавки в данном примере составляло 3% вес./вес. на раствор 15 ppb KCl в водопроводной воде. Испытания проводили при температуре окружающей среды с использованием 17 г извлеченного сланца. Результаты показаны в таблице 1.
Данный пример иллюстрирует превосходную эффективность полимера А в предотвращении дроблении сланца. В частности, он придает сланцу способность сохранять такое же большое или даже большее значение твердости, чем то, которое достигается с помощью полиХДАДМА. Также оказывается, что он предотвращает проникновение воды в сланец сравнимо с полиХДАДМА и лучше, чем полигликоль (промышленный стандарт).
Удивительно то, что полимер NN-ДМА А приводит к результату по меньшей мере такому же хорошему, что и катионный ингибитор, для которого согласно обычным рекомендациям следовало бы ожидать выгодного ингибирующего действия из-за его способности к противоионному замещению ионов натрия на поверхности глины. Полагают, что полигликоль обладает способностью связываться с центрами на глине через силанольные группы. Нельзя ожидать, что полимер NN-ДМА будет обладать лучшим действием.
ПРИМЕР 4
В литературе акриламид перечисляют как компонент полимеров, ингибирующих дробление сланца. Обычно это так, когда он выступает в виде сомономера с акрилатом натрия (либо через частичный гидролиз гомополимера с частичным превращением в акрилат натрия), а также при очень большой молекулярной массе, превышающей 5 миллионов. Эти акриламиды относят к категории капсулирующих полимеров, и их используют только на уровне добавок, вплоть до примерно 0,5%, так как более высокие концентрации приводят к недопустимым повышениям вязкости бурового раствора. Однако для того чтобы сравнить продукт по изобретению с акриламидным полимером при высоких уровнях дозировки, которые требуются для первичного ингибирования, произведены оценки для двух образцов с близкой и подходящей молекулярной массой, а именно для
i) гомополимера акриламида в 5% водном растворе с вязкостью 10,9 сСт (сравнительный полимер Н),
ii) гомополимера NN-ДМА в 5% водном растворе с вязкостью 12,2 сСт (полимер А).
Эффективность ингибирования для сланца испытывали так, как описано в примере 3, и результаты приведены в таблице 2 для 17 г сланца.
В данном примере улучшение твердости вследствие добавок оценено как увеличение по сравнению с величинами для контрольного базового раствора без добавок.
Результаты показывают улучшенную твердость и извлечение при пониженной влаге в сланце для полимера NN-ДМА А в сравнении с полиакриламидом с подобной молекулярной массой. Полимер А является особенно выгодным при высоких температурах.
ПРИМЕР 5
Хотя обычные продукты капсулирующего ЧГПА (частично гидролизованного полиакриламида) имеют большую молекулярную массу и не могут быть использованы при больших дозировках, необходимых для первичного ингибирования, как в случае примеров полигликолей, для того, чтобы подтвердить преимущества продукта по изобретению в сравнении с этим химическим веществом, как сравнительный полимер 1, был получен продукт ЧГПА с малой молекулярной массой и испытан в сравнении.
Концентрация полимера при испытании составляла 4 ppb в базовом растворе с 15 ppb KCl. Также для сравнения включили катионный ингибитор полиХДАДМА. В данном случае использовали 21-граммовый столбик извлеченного сланца. Результаты даны в таблице 3.
Полимер А снова проявляет улучшенные результаты в сравнении со сравнительным полимером 1 и полиХДАДМА.
ПРИМЕР 6
Сополимер из 70 вес. частей N-винилформамида с 30 вес. частями акриламида со средневесовой молекулярной массой = 109000 (измерена с использованием ГПХ, как описано выше), полимер J (полученный так же, как в примере 1) оценивали по способу, подробности которого описаны в примере 3, при температуре окружающей среды, с получением следующих результатов в сравнении с DCP 208, полигликолем. В данном примере улучшение твердости вследствие добавок оценено как увеличение по сравнению с величинами для контрольного базового раствора без добавок (см. таблицу 4).
Сополимер N-винилформамида имеет пригодную эффективность ингибирования дробления сланца, превышающую таковую для стандартного продажного продукта.
ПРИМЕР 7
Ряд образцов поли NN-ДМА (N,N-диметилакриламид) с переменной молекулярной массой (подробности приведены ниже) были получены и испытаны после воздействия на сланец температуры окружающей среды, и результаты показаны в таблице 5 в сравнении с полигликолем DCP 208, причем во всех случаях при дозировке 3% в базовом растворе с 15 ppb KCl.
Данный пример демонстрирует эффективность дополнительных материалов по изобретению.
Молекулярно-массовые характеристики полимеров, приведенных в качестве примеров, приведены в таблице 6.
Формула изобретения: 1. Водный буровой или коллекторный раствор, содержащий в качестве ингибитора для сланца или глины растворенный полимер, образованный из этиленненасыщенных мономеров формулы (I)

и других неионных этиленненасыщенных мономеров, отличающийся тем, что в фрмуле (I) R1 выбран из Н и С1 - С4-алкильных групп, R2- из С1 - С4-алкильных групп, -С(СН3)2СН2СОСН3, -СН=СН2 и -С(СН3)=СН2, R3- из Н, С1 - С4-алкильных групп, СН2=СН- и СН2=С(СН3)-, причем, когда R3 - Н или С1 - С4-алкил, тогда R1 - Н, а R2- является -СН=СН2 или -С(СН3)=СН2, и когда R2 -С(СН3)2СН2СОСН3, тогда R1 - Н, при следующем соотношении компонентов, мол. %:
Мономеры формулы (I) - 50 - 100
Другие неионные этиленненасыщенные мономеры - 0 - 50
причем полимер образован без изменения формулы любых мономерных звеньев и имеет мол.м.700000 и менее.
2. Раствор по п.1, отличающийся тем, что является буровым раствором.
3. Раствор по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что R1 выбран из Н и С1 - С3-алкильных групп, R2 - из С1 - С3-алкильных групп, -С(СН3)2 СН2СОСН3, -СН=СН2 и -С(СН3)=СН2 и R3 - из Н, С1 - С3-алкильных групп, -СН2=СН- и СН2=С(СН3)-.
4. Раствор по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что мономеры формулы (I) выбраны из С1 - С3-алкил- и диалкил(мет)акриламидов, N-винилформамида, N-винилацетамида и диацетонакриламида.
5. Раствор по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что мономеры формулы (I) выбраны из N, N- диметилакриламида и N-винилформамида.
6. Раствор по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что другие неионные этиленненасыщенные мономеры содержат акриламид.
7. Раствор по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что смесь мономеров содержит по меньшей мере 70% мономеров формулы (I).
8. Раствор по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что полимер растворен в количестве до 3% от веса раствора.
9. Способ бурения ствола скважины в содержащей сланцы породе, в котором материал удаляют из скважины и вымывают на поверхность ствола скважины водным буровым раствором, отличающийся тем, что используют водный буровой раствор по п.1.
10. Способ бурения по п.9, отличающийся тем, что используют водный буровой раствор по любому из пп.3 - 8.
11. Способ бурения ствола скважины в содержащей сланцы породе, в котором материал удаляют из породы и вымывают на поверхность ствола скважины водным буровым раствором, отличающийся тем, что он дополнительно включает распознание того, что бурение происходит через содержащую сланцы породу, а водный буровой раствор используют по п.1.
12. Способ бурения по п.11, отличающийся тем, что используют водный буровой раствор по любому из пп.3 - 8.