(11)	018274 (13) B1	Разделы: A B C D E F G H
(21)	200970677
(22)	2008.01.09
(51)	C02F 1/28 (2006.01) C02F 1/40 (2006.01)
(31)	11/621,558
(32)	2007.01.09
(33)	US
(43)	2010.02.26
(86)	PCT/US2008/050564
(87)	WO 2008/086385 2008.07.17
(71)	(73) Эм-Ай Эл.Эл.Си. (US)
(72)	Техрани Ахмади (GB)
(74)	Медведев В.Н. (RU)
(54)	СПОСОБ УМЕНЬШЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ В ЖИДКОСТЯХ НА НЕФТЯНОЙ ОСНОВЕ

(57) 1. Способ удаления водосодержащей жидкости из скважинной жидкости, используемой в скважинах в толще пород, в котором

вводят в контакт скважинную жидкость с водопоглощающим полимером, при этом скважинная жидкость содержит обратную эмульсию;

осуществляют взаимодействие водопоглощающего полимера со скважинной жидкостью в течение периода времени, достаточного для того, чтобы водопоглощающий полимер поглотил из скважинной жидкости по меньшей мере часть водосодержащей жидкости; и

извлекают водопоглощающий полимер, содержащий абсорбированную водосодержащую жидкость, из скважинной жидкости.

2. Способ по п.1, в котором используют скважинную жидкость для бурения скважин, заканчивания скважин, разрыва пласта поблизости от скважины, вытеснения жидкости в скважине другой жидкостью, очистки скважины, опробывания скважины, для установления пакера, ликвидации скважины, подготовки скважины к ликвидации, регулирования давления жидкости в породе и для другой обработки скважины или пласта.

3. Способ по п.1 или 2, в котором обратная эмульсия состоит из непрерывной масляной фазы и дискретной водной фазы.

4. Способ по п.3, в котором выбирают непрерывную масляную фазу по меньшей мере из одного члена группы, включающей минеральное масло, синтетическое масло, дизельное масло, неочищенную нефть и их смеси.

5. Способ по п.3, в котором выбирают дискретную водную фазу по меньшей мере из одного члена группы, включающей пресную воду, морскую воду, насыщенный солевой раствор, смесь воды и водорастворимых органических соединений и их смеси.

6. Способ по п.1 или 2, в котором водопоглощающий полимер представляет собой водопоглощающий кристаллический полимер, способный поглощать пресную воду в количестве, по меньшей мере десятикратно превышающем его собственный вес.

7. Способ по п.6, в котором выбирают водопоглощающий полимер по меньшей мере из одного члена группы, включающей полимеры и сополимеры на основе акриламида, производные крахмала и их комбинации.

8. Способ по п.1 или 2, в котором достаточный период времени составляет от 1 до 3 ч.

9. Способ по п.1 или 2, в котором скважинную жидкость на стадии извлечения дополнительно пропускают через вибросито.

10. Способ удаления неэмульгированного водного содержимого скважинной жидкости, используемой в скважинах в толще пород, in situ, в котором

определяют расчетный предел отношения нефть/вода для скважинной жидкости;

подают скважинную жидкость в ствол скважины, при этом скважинная жидкость содержит обратную эмульсию;

проводят мониторинг отношения нефть/вода в скважинной жидкости;

добавляют водопоглощающий полимер, когда отношение нефть/вода уменьшается ниже расчетного предела;

осуществляют взаимодействие водопоглощающего полимера со скважинной жидкостью в течение периода времени, достаточного для того, чтобы водопоглощающий полимер поглотил достаточное количество водного содержимого для возвращения отношения нефть/вода к вышеупомянутому расчетному пределу; и

извлекают водопоглощающий полимер, содержащий абсорбированную воду, из скважинной жидкости.

11. Способ по п.10, в котором используют скважинную жидкость для бурения скважин, заканчивания скважин, разрыва пласта поблизости от скважины, вытеснения жидкости в скважине другой жидкостью, очистки скважины, опробывания скважины, для установления пакера, ликвидации скважины, подготовки скважины к ликвидации, регулирования давления жидкости в породе и для другой обработки скважины или пласта.

12. Способ по п.10 или 11, где контролируют периодически отношение нефть/вода в скважинной жидкости.

13. Способ по п.10 или 11, где контролируют непрерывно отношение нефть/вода в скважинной жидкости.

14. Способ по п.10 или 11, где добавляют водопоглощающий полимер непосредственно в ствол действующей буровой скважины.

15. Способ по п.10 или 11, где добавляют водопоглощающий полимер через линию подачи, переносящую скважинную жидкость.

16. Способ по п.10 или 11, где выбирают водопоглощающий полимер по меньшей мере из одного члена группы, включающей полимеры и сополимеры на основе акриламида, производные крахмала и их комбинации.

17. Способ по п.16, где водопоглощающий полимер представляет собой субмиллиметровые полимерные гранулы.

18. Способ по п.10 или 11, где скважинную жидкость на стадии извлечения дополнительно пропускают через вибросито.

19. Способ удаления эмульгированного водного содержимого из обратно-эмульсионной скважинной жидкости, используемой в скважинах в толще пород, в котором

определяют требуемое отношение нефть/вода в обратно-эмульсионной скважинной жидкости;

добавляют к скважинной жидкости достаточное количество водопоглощающего полимера для доведения отношения нефть/вода до требуемого отношения нефть/вода;

осуществляют взаимодействие водопоглощающего полимера со скважинной жидкостью в течение периода времени, достаточного для того, чтобы водопоглощающий полимер поглотил достаточное количество водного содержимого, чтобы довести скважинную жидкость до требуемого отношения нефть/вода с получением при этом отрегулированной по составу скважинной жидкости; и

извлекают водопоглощающий полимер, содержащий абсорбированное водное содержимое, из отрегулированной по составу скважинной жидкости.

20. Способ по п.19, в котором используют скважинную жидкость для бурения скважин, заканчивания скважин, разрыва пласта поблизости от скважины, вытеснения жидкости в скважине другой жидкостью, очистки скважины, опробывания скважины, для установления пакера, ликвидации скважины, подготовки скважины к ликвидации, регулирования давления жидкости в породе и для другой обработки скважины или пласта.

21. Способ по п.19 или 20, где выбирают водопоглощающий полимер по меньшей мере из одного члена группы, включающей полимеры и сополимеры на основе акриламида, производные крахмала и их комбинации.

22. Способ по п.19 или 20, где водопоглощающий полимер представляет собой 0,3-1,0-миллиметровые полимерные гранулы.

23. Способ по п.19 или 20, где скважинную жидкость на стадии извлечения дополнительно пропускают через вибросито.