КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН, ВКЛЮЧАЮЩАЯ ГИДРОКСИЭТИЛЦЕЛЛЮЛОЗУ И СШИТЫЙ ПОЛИВИНИЛПИРРОЛИДОН

1. Композиция для обработки нефтегазовых скважин, включающая смесь гидроксиэтилцеллюлозы (ГЭЦ) и сшитого поливинилпирролидона.
2. Композиция для обработки нефтегазовых скважин по п. 1, где вязкость по Брукфильду 5% водного раствора сшитого поливинилпирролидона составляет от приблизительно 100 мПа × с до приблизительно 10000 мПа × с.
3. Композиция для обработки нефтегазовых скважин по п. 1 или 2, дополнительно включающая непрерывную фазу на основе воды, реакционноспособную глину или материал глинистого сланца и по крайней мере одну добавку для буровых флюидов.
4. Композиция для обработки нефтегазовых скважин по п. 3, где непрерывной фазой на основе воды является пресная вода, морская вода, минерализованная пластовая вода, модельная минерализованная пластовая вода или их смесь.
5. Композиция для обработки нефтегазовых скважин по п. 3 или 4, где реакционноспособной глиной или материалом глинистого сланца являются обогащенные диоксидом кремния филлосиликатные минералы, оксиды алюминия, гидроксиды алюминия, каолинит, бентонит, диккит, галлуазит, хризолит, лизардит, амезит, тальк, монтмориллонит, бейделлит, сапонит, гекторит, сауконит, вермикулит, мусковит, парагонит, флогопит, биотит, лепидолит, маргарит, клинтонит, анандит, донбассит, кукеит, судоит, клинохлор, хамозит, нимит, гидротальцит, мейкснерит, стевенсит, нонтронит, накрит, гидробиотит, глауконит, иллит, брамаллит, хлорит, аттапульгит или сепиолит.
6. Композиция для обработки нефтегазовых скважин по одному из пп. 3-5, где добавку для буровых флюидов выбирают из группы, состоящей из утяжеляющих агентов, выбуренной породы, добавок для снижения водоотдачи (ДСВ), диспергирующих агентов, закупоривающих агентов, хелатирующих агентов, антиоксидантов, повышающих вязкость агентов, агентов, препятствующих зашламованию долота, смазывающих агентов, ингибиторов коррозии, противовспенивающих агентов, солей, смачивающих агентов, агентов для контроля рН, эмульгирующих агентов, синтетических полимерных добавок, биополимеров, агентов для модификации реологических свойств, агентов для контроля фильтрации, суспендирующих агентов, а также из комбинаций указанных веществ.
7. Композиция для обработки нефтегазовых скважин по любому одному из пп. 3-6, где массовое соотношение ГЭЦ/сшитый ПВП составляет от приблизительно 9 до приблизительно 99.
8. Композиция для обработки нефтегазовых скважин по п. 6, где утяжеляющий агент выбирают из группы, состоящей из барита, гематита, оксида марганца, оксида железа, калиброванного карбоната кальция, карбоната магния, водорастворимых органических и неорганических солей, а также из комбинаций смеси указанных веществ.
9. Композиция для обработки нефтегазовых скважин по любому одному из пп. 6-8, где выбуренная порода представляет собой тонко измельченные частицы глины, выбранной из группы, состоящей из бентонита, бентонита натрия, аттапульгита, сепиолита, сапонита, гекторита и их смесей.
10. Композиция для обработки нефтегазовых скважин по любому одному из пп. 3-9, дополнительно включающая соль, выбранную из группы, состоящей из дикалий фосфата, диаммоний фосфата, тиосульфата натрия, борной кислоты, формиата натрия, формиата калия, сульфата магния, формиата цезия, карбоната калия, карбоната натрия, бикарбоната натрия, диаммоний сульфата, ацетата калия, ацетата натрия, ацетата цезия и комбинаций указанных соединений.
11. Композиция для обработки нефтегазовых скважин по п. 10, где количество соли изменяется в интервале от приблизительно 2 мас. % до менее 30 мас. % в расчете на общую массу композиции.
12. Композиция для обработки нефтегазовых скважин по п. 10 или 11, где количество смеси изменяется в интервале от приблизительно 1 мас. % до приблизительно 20 мас. % в расчете на общую массу композиции.
13. Композиция для обработки нефтегазовых скважин по п. 1, дополнительно включающая органофильную глину, стабилизатор и белое медицинское масло,
где стабилизатором является неионное ПАВ, выбранное из группы, состоящей из сложных эфиров сорбитана, сложных эфиров этоксилированного сорбитана, этоксилированных жирных спиртов, этоксилированных жирных кислот и комбинаций указанных соединений, и белое медицинское масло являются нетоксичным и биоразлагается на 60% в пресной и морской воде по крайней мере через 28 сут согласно протоколам испытаний OECD 301 и OECD 306.
14. Композиция для обработки нефтегазовых скважин по п. 13, где содержание белого медицинского масла изменяется в интервале от приблизительно 20 мас. % до приблизительно 60 мас. % в расчете на общую массу композиции.
2
-1
2
-1
15. Композиция для обработки нефтегазовых скважин по п. 13 или 14, где кинематическая вязкость белого медицинского масла при 40°С составляет от приблизительно 2 мм × с до приблизительно 17 мм × с.
16. Композиция для обработки нефтегазовых скважин по любому одному из пп. 13-15, где температура воспламенения белого медицинского масла составляет более 100°С.
17. Композиция для обработки нефтегазовых скважин по любому одному из пп. 13-16, где температура потери текучести белого медицинского масла составляет ниже -5°С.
18. Флюид для ремонта нефтегазовых скважин, включающий:
(i) смесь гидроксиэтилцеллюлозы и сшитого поливинилпирролидона,
(ii) непрерывную фазу на основе воды,
(iii) реакционноспособную глину или материал глинистого сланца,
(iv) соль,
(v) по крайней мере одну добавку для буровых флюидов и
(vi) компонент на основе микрочастиц.
19. Флюид для ремонта нефтегазовых скважин по п. 18, где компонент на основе микрочастиц выбирают из группы, состоящей из цемента, кварцевой муки, коллоидного диоксида кремния, пуццолана, силиката натрия, карбоната кальция, барита, гематита, глины и комбинаций указанных веществ.
20. Способ подавления гидратации глин или материалов глинистых сланцев в ходе бурения подземной скважины, включающий стадии:
i) получение композиции бурового флюида на основе воды, включающей:
а) непрерывную фазу на основе воды, включающую пресную воду, морскую воду, минерализованную пластовую воду, модельную минерализованную пластовую воду или их смеси,
б) реакционноспособную глину или материал глинистого сланца и
в) ингибитор набухания глинистых сланцев, включающий ГЭЦ и сшитый поливинилпирролидон,
ii) подача композиции бурового флюида на основе воды в рециркуляционную систему в скважине и через нее и
iii) контактирование глин или материалов глинистых сланцев при циркуляции с количеством промывочной жидкости на основе воды, достаточным для подавления гидратации глин или материалов глинистых сланцев.