Композиции для обработки буровых скважин, содержащие пенные наполнители, и способы их применения



Композиции для обработки буровых скважин, содержащие пенные наполнители, и способы их применения
Композиции для обработки буровых скважин, содержащие пенные наполнители, и способы их применения
Композиции для обработки буровых скважин, содержащие пенные наполнители, и способы их применения
Композиции для обработки буровых скважин, содержащие пенные наполнители, и способы их применения
Композиции для обработки буровых скважин, содержащие пенные наполнители, и способы их применения
Композиции для обработки буровых скважин, содержащие пенные наполнители, и способы их применения
Композиции для обработки буровых скважин, содержащие пенные наполнители, и способы их применения

 


Владельцы патента RU 2404223:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Изобретение относится к жидким композициям, применяемым для обработки подземной формации. Пенная композиция для обработки буровых скважин, содержащая водную среду, наполнитель пены, газовый компонент, поверхностно-активное вещество ПАВ и средство для обеспечения вязкости, в которой наполнитель пены обеспечивает, по меньшей мере, примерно среднее 10% увеличение в величинах измеренной вязкости на протяжении, по меньшей мере, 10 минутного периода, измеренного на протяжении примерно 180 минутного оценочного интервала. В частности, изобретение представляет собой водные композиции для обработки буровых скважин, которые являются пенами, содержащими средство для обеспечения вязкости, наполнитель пены, газовый компонент и ПАВ, а также способы образования таких жидкостей и их применения. Средство для обеспечения вязкости может быть гидратирующимся полимером, вязкоупругим ПАВ или гетерополисахаридом. Наполнитель пены может представлять собой продукт, такой как полиоксиалкиленамины, этиленполиамины, третичные полиамины, бикарбонат, карбонат, фосфат или полуторакарбонат.Технический результат - повышение устойчивости и вязких свойств. 14 з.п. ф-лы, 5 табл., 5 ил.

 

Уровень изобретения

Данное изобретение относится к жидким композициям, применяемым для обработки подземной формации. В частности, изобретение представляет собой водные композиции для обработки буровых скважин, которые являются пенами, содержащими средство для обеспечения вязкости, наполнитель пены, газовый компонент и ПАВ, а также получение таких жидкостей и их применения.

Различные типы композиций применяются в операциях, связанных с разработкой и заканчиванием скважин, которые проникают в подземные формации, и добычей газовых и жидких углеводородов из природных коллекторов в таких скважинах. Данные операции включают перфорирование подземных формаций, гидроразрыв подземных формаций, изменения проницаемости подземных формаций, контролирование образования песка или воды из подземных формаций. Композиции, применяемые в данных операциях нефтегазодобычи, обычно известны как буровые растворы, жидкости для заканчивания, жидкости для капитального ремонта, пакерные жидкости, жидкости для гидроразрыва пласта, жидкости для воздействия на пласт, жидкости для выравнивания профиля приемистости и проницаемости, жидкости для закрепления стенок скважины, жидкости для очистки и тому подобное.

Данные композиции часто включают газовый компонент, такой как воздух, азот или диоксид углерода, для образования пенной аэрированной жидкости или эмульсии для обработки подземных формаций. Для данных композиций желательно проявление соответствующей вязкости и устойчивости для проведения обработки, например, чтобы суспендировать и нести проппант в зону разрыва в процессе операции гидроразрыва пласта.

Широко известно, что становится чрезвычайно трудно достичь стабилизации аэрированных жидкостей или пен с вязкими свойствами, подходящими для нефтегазодобычи, при повышенных температурах формации, поэтому требуются более высокие количества полимерных агентов или ПАВ для обеспечения вязкости. Проблема осложняется, когда газ, такой как диоксид углерода, присутствует в газовой фазе, так как диоксид углерода обладает высокой растворимостью в водных растворах. Впоследствии диоксид углерода реагирует с водой с образованием карбоновой кислоты, которая, в свою очередь, может снижать эффективность ионов металлов, образующих поперечные связи. Следовательно, действие диоксида углерода при высоких температурах ускоряет разложение полимерных цепей, таким образом внося cвой вклад в относительную потерю устойчивости пены и вязкости. Кроме того, обычно полагают, что кислотный эффект диоксида углерода не может быть преодолен.

Вязкость композиций, в которых диспергирован газовый компонент, может также влиять на полученную вязкость и устойчивость пены или аэрированной жидкости. В целом, пены являются более устойчивыми и вязкими, так как вязкость основной жидкости увеличивается. Средства для обеспечения вязкости, такие как вязкоупругие ПАВ и полимеры с высокой молекулярной массой, часто добавляются для повышения вязкости основной жидкости. Однако ущерб от повышенного содержания средства для обеспечения вязкости состоит в соответствующем снижении остаточной проницаемости пласта после обработки, а также пониженной очистки, что действует, таким образом, очень негативно на производительность. Повышенные количества средства для обеспечения вязкости также ведут к повышенным ресурсам и материальным затратам.

Потребность в определении подходящих химикатов для приготовления вязких пен, которые обеспечивают повышенную остаточную проницаемость, устойчивость и вязкие свойства, известна специалистам в данной области. Жидкость, которая может достигнуть вышеупомянутого, была бы очень желательной, и данные потребности удовлетворены, по меньшей мере, частично следующим изобретением.

Сущность изобретения

В одном аспекте изобретение относится к композициям для обработки буровых скважин, применимых для обработки подземной формации. В частности, изобретение представляет собой водные композиции для обработки буровых скважин, которые являются пенами, содержащими средство для обеспечения вязкости, наполнитель пены, газовый компонент и ПАВ. Также раскрыты способы получения таких пен и их применения.

Пенные композиции согласно изобретению включают водную среду, средство для обеспечения вязкости, которое может представлять собой гидратирующийся полимер, сетчатый гидратирующийся полимер или вязкоупругое ПАВ, наполнитель пены, газ и ПАВ для образования пены. Наполнитель пены представляет собой продукт, который эффективно стабилизирует пену в течение рабочих периодов времени. Наполнитель пены может также повышать вязкость пены или соответственно снижать требуемый уровень средства для обеспечения вязкости. Таким образом, пенные композиции согласно изобретению могут применяться без кислотной добавки.

Некоторые средства для обеспечения вязкости, применимые для образования пенных композиций, включают гидратирующиеся полимеры, сетчатые гидратирующиеся полимеры, гетерополисахариды, сетчатые гетерополисахариды или вязкоупругие ПАВ. Когда включается кросс-линкер, то примеры подходящих кросс-линкеров представляют собой химические соединения, содержащие поливалентный ион металла или специфические органические функциональные группы. Примеры кросс-линкеров в виде поливалентных ионов металлов включают, но обязательно без ограничения только ими, ионы хрома, железа, бора, алюминия, титана и циркония. Примеры органических кросс-линкеров включают, но обязательно без ограничения только ими, альдегиды, диальдегиды, фенолоальдегидные композиции, многофункциональные амины и имины.

Раскрываемые пенные композиции могут содержать наполнитель пены, который может представлять собой бикарбонат натрия, карбонат натрия, полуторакарбонат натрия, карбонат калия, бикарбонат калия, пероксикарбонат калия, карбонат аммония, бикарбонат аммония, тринатрийфосфат, динатрийгидрофосфат, пирофосфат натрия, пирофосфат калия, пирофосфат аммония, метафосфат натрия, метафосфат калия, метафосфат аммония, динатрийпирофосфат, трикалийфосфат, дикалийгидрофосфат, диаммонийгидрофосфат, трилитийфосфат, полиоксиалкиленамины с, по меньшей мере, двумя аминогруппами в их структуре, этиленполиамины, третичные полиамины, замещенные пропиламины, пиперазины и любые их смеси.

Газовый компонент может представлять собой любой газ, эффективный для образования пены. Диоксид углерода и азот являются особенно применимыми газами. Пенные композиции также могут включать проппант, такой как песок, кусочки ореховых отходов, спеченный боксит, стеклянные шарики, керамические материалы, материалы природного происхождения или любые их смеси.

Краткое описание чертежей

Изобретение может быть понято отсылкой к следующему описанию, взятому в сочетании с сопровождающими чертежами:

Фиг.1 и фиг.2 графической интерпретацией показывают полезный эффект повышения вязкости от добавления наполнителей пены к пенам на основе диоксида углерода.

Фиг.3 графической интерпретацией показывает полезный эффект повышения вязкости от добавления наполнителей к пенам на основе азота.

Фиг.4 графической интерпретацией дополнительно показывает полезный эффект повышения вязкости от добавления наполнителей пены к пенам на основе диоксида углерода, включающим полисахаридные средства для обеспечения вязкости.

Фиг.5 показывает повышения вязкости для пенных смесей газообразного диоксида углерода при 70 об.%, вязкоупругого ПАВ в качестве средства для обеспечения вязкости и карбоната натрия в качестве наполнителя пены.

Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления

Описание и примеры представлены исключительно для цели иллюстрации предпочтительных вариантов осуществления изобретения и не должны восприниматься как ограничение объема и применимости изобретения. Хотя композиции данного изобретения описаны в данном документе как включение определенных продуктов, следует понимать, что композиция могла бы содержать два или несколько химически различных продуктов. Кроме того, композиция может также содержать некоторые компоненты, иные, чем уже указанные компоненты. В сущности изобретения и в подробном описании каждую числовую величину не следует прочитывать как однажды измененную выражением “примерно” (если уже явно настолько измененную), и затем снова читать как не настолько измененную, если иначе не обозначено в контексте.

Изобретение относится к композициям для обработки буровых скважин, используемых для обработки подземной формации. В частности, изобретение представляет собой водные композиции для обработки буровых скважин, которые являются пенами, содержащими средство для обеспечения вязкости, наполнитель пены, газовый компонент и ПАВ, способы получения таких пен и их применения. Композиции могут быть приготовлены и применены инъектированием водной жидкости для обработки скважины сопутствующим образом с газом (в наибольшей степени с азотом, диоксидом углерода, воздухом или их смесями). Дисперсия газа в основной жидкости в виде пузырьков повышает вязкость такой жидкости и положительно воздействует на показатели обработки, например, на способность эффективно вызывать гидравлический разрыв пласта, а также на способность переносить твердые вещества, такие как проппанты, которые помещаются внутри трещин для создания путей, через которые затем могут добывать нефть, газ или cолевой раствор. Присутствие газа также усиливает обратный отток основной жидкости из пустот пласта и закладку проппанта в буровую скважину из-за расширения газа, как только давление снижается в устье скважины в конце операции разрыва.

Термин “жидкая фаза”, как он используется в данном документе, предназначен для включения всех компонентов композиции, кроме газовой фазы. Термин “газ” используется в данном документе для описания любого компонента в газообразном состоянии или в сверхкритическом состоянии, где газообразное состояние относится к любому состоянию, при котором температура композиции равна ниже критической температуры и давление равно ниже давления его паров, и сверхкритическое состояние относится к любому состоянию, при котором температура композиции равна выше его критической температуры. Термин “пена”, “аэрированная жидкость” и “жидкость” используются попеременно для описания любой относительно устойчивой смеси из газовой фазы и жидкой фазы, несмотря на показатель качества пены, т.е. отношения объема газа к общему объему газовой или жидкой фаз. Композиции согласно изобретению могут характеризоваться любым подходящим содержанием газа в пене. Для некоторых пен, таких как пены на основе азота, содержание газа в пене может составлять вплоть до 90% или выше. Так как объем газа, как известно, уменьшается существенно с примененным давлением и увеличивается умеренно с примененной температурой, содержание газа в полученной пене будет также зависеть от температуры и давления пенной композиции. Если содержание газа в пене составляет выше 52%, то жидкость обычно называют пеной, и ниже 52%, то аэрированной жидкостью. Однако столь же используемый в данном документе термин “пена” определен как любая устойчивая смесь газа и жидкости, несмотря на показатель содержания газа в пене. Композиции согласно изобретению могут характеризоваться любым подходящим содержанием газа в пене. Для некоторых пен, таких как пены на основе азота, содержание газа в пене может составлять вплоть до 90% или выше. Предпочтительно, содержание газа в пене или % объем газового компонента в расчете на общий объем газовой и жидкой фаз равен примерно 75% или меньше.

Как заявлено в данном документе выше, пенные композиции изобретения применимы для обработки подземной формации, включающей такие операции, как гидроразрыв подземных формаций, изменение проницаемости подземных формаций, разрыв или очистка буровой скважины, кислотный разрыв, гравийная набивка или контроль пескопроявления и тому подобное. Другое применение включает установку химической пробки в отдельные зоны или сопровождение работы по изоляции. Еще одно применение включает использование пены для отклонения обрабатывающих химикатов для достижения более глубокого и более однородного проникновения в большее количество зон.

Было неожиданно открыто, что объединение наполнителя пены с композицией для обработки буровых скважин дает пенную композицию, которая проявляет хорошую устойчивость пены, хороший срок службы, а также улучшенные вязкие свойства. Пенные композиции согласно изобретению включают водную среду, средство для обеспечения вязкости, которое может представлять собой гидратирующийся полимер, сетчатый гидратирующийся полимер, гетерополисахарид, сетчатый гетерополисахарид или вязкоупругое ПАВ, наполнитель пены, газовый компонент и ПАВ для образования пены. Наполнитель пены представляет собой продукт, который эффективно стабилизирует пену в течение рабочих периодов времени. Наполнитель пены может также повышать вязкость пены или соответственно снижать требуемый уровень средства для обеспечения вязкости. Таким образом, пенные композиции согласно изобретению могут применяться без кислотной добавки, особенно в случае пенных композиций, включающих кросс-линкер. Вспененные жидкости без кислотной добавки означают, что рН основной жидкости не следует приспосабливать (т.е. снижать), чтобы быть совместимой с газовым компонентом, таким как, например, газообразный диоксид углерода.

Пенные композиции согласно изобретению включают средство для обеспечения вязкости. Можно использовать любое средство для обеспечения вязкости. Без ограничения примером подходящие средства для обеспечения вязкости могут быть из класса гидратирующихся полимеров, вязкоупругих ПАВ или даже гетерополисахаридов. Когда средство для обеспечения вязкости пенных композиций согласно изобретению представляет собой гидратирующийся полимер, то можно использовать любой подходящий гидратирующийся полимер, включая, но обязательно без ограничения только ими, гуар, гидроксипропилгуар (HPG), карбоксиметилгуар (CMG), карбоксиметилгидроксипропилгуар (CMHPG), гидрофобно-модифицированные гуары и гуаровые производные, синтетические или природные водорастворимые полимеры, гуарсодержащие соединения, гидроксиэтилцеллюлозу (НЕС), карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу (СМНЕС).

Хотя можно применять любое подходящее количество гидратирующегося полимера, полимер предпочтительно включают в количестве от примерно 0,01% до примерно 10,00 мас.% от общей массы жидкой фазы композиции, предпочтительнее от примерно 0,10% до примерно 8,0 мас.% от общих дальтонов композиции.

Когда средство для обеспечения вязкости композиций согласно изобретению включает гетерополисахаридное средство для обеспечения вязкости, могут быть использованы гетерополисахариды, такие как ксантановая смола, и гетерополисахариды, раскрытые в патентной заявке США 11/042215. Применимые гетерополисахариды представляют собой гетерополисахариды, изображенные химической формулой

в которой, по меньшей мере, три различных сахарида присутствуют в повторяющейся единице, причем такие сахариды включают D-глюкозу, D-глюкуроновую кислоту и либо L-рамнозу, либо L-маннозу; М+ представляет собой виды ионов; R1, R2, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 и R10 выбраны из группы, состоящей из водорода, метила, ацетила, глицерила или сахаридной группы, содержащей от одной до трех сахаридных единиц; R11 представляет собой метильную или метилольную группу; и масса усредненной молекулярной массы (Мм) для гетерополисахарида равна от примерно 105 до примерно 107 дальтон. Предпочтительно, гетерополисахариды выбраны из группы, состоящей из геллановой камеди и производных геллановой камеди, велановой камеди и производных велановой камеди, диутановой камеди и производных диутановой камеди, рамзановой камеди и производных рамзановой камеди, полисахарида S-88 и производных полисахарида S-88, описанных Jannson, P.E., N.S. Kumar and B. Lindberg, Structural studies of a polysaccharide (S-88) elaborated by Pseudomonas ATCC 31554, Carbohydrate Research, 1986, 156: p. 165-172, полисахарида S-198 и производных полисахарида S-198, описанных Chowdhury, T.A., B. Lindberg, and U. Lindquist, Structural studies of an extracellular polysaccharide (S-198) elaborated by Alcaligenes ATCC 31853, Carbohydrate Research, 1987, 161: p. 127-132, полисахарида NW11 и производных полисахарида NW11, описанных в Pollock, T.J., Sphingan Group of Exopolysaccharides (EPS), in Biopolymers, Vol. 5, E.J. Vandamme, S. DeBaets, and A. Steinbüchel, Editors, 2002, Wiley-VCH Verlag GmbH, p. 239-258, и их любых смесей.

Хотя может быть использовано любое подходящее количество гетерополисахарида, гетерополисахарид предпочтительно включают в количестве от примерно 0,01% до примерно 1,00 мас.% от общей массы жидкой фазы композиции, предпочтительнее от примерно 0,10% до примерно 0,60 мас.% от общей массы жидкой фазы композиции. Термин жидкая фаза означает все компоненты жидкости, за исключением газового компонента.

В некоторых вариантах осуществления гидратирующиеся полимеры или гетерополисахариды, применяемые в качестве средств для обеспечения вязкости, могут быть также связаны поперечными связями подходящим кросс-линкером. Добавляя кросс-линкеры в жидкость, можно дополнительно повышать вязкость пены. Образование поперечных связей состоит из прикрепления двух или нескольких полимерных цепей путем химического присоединения таких цепей к обычному элементу или химической группе. Подходящие кросс-линкеры могут включать химическое соединение, содержащее поливалентный ион металла, такого как, но обязательно без ограничения только им, хром, железо, бор, алюминий, титан и цирконий, или органические кросс-линкеры, такие как, но обязательно без ограничения только ими, альдегиды, диальдегиды, фенолоальдегидные композиции и многофункциональные амины или имины.

При включении кросс-линкер может быть представлен в любом эффективном количестве. Предпочтительно, активное количество кросс-линкера принимает значения в интервале от примерно 0,005% до примерно 0,1 мас.% от общей массы жидкой фазы композиции, предпочтительнее от примерно 0,01% до примерно 0,06 мас.% от общей массы жидкой фазы композиции.

Когда гидратирующиеся полимеры или гетерополисахариды включены в качестве средств для обеспечения вязкости, они необязательно могут быть даны во взвешенной форме. Обычно полимерные взвеси используют для облегчения смешивания на месте эксплуатации. При применении во взвеси средство для обеспечения вязкости может быть смешано с любым подходящим жидким носителем. Не ограничивающие примеры таких жидких носителей включают дизельное масло, минеральное масло, глицерин, взаимный растворитель (т.е. этиленгликольмонобутиловый эфир) и тому подобное. Обычную взвесь получают добавлением смеси средства для обеспечения вязкости, содержащей, по меньшей мере, 96 мас.% полимера с добавленным буфером, органофильные глины и свободно-текучие добавки, к масляной фазе, такой как дизельное, минеральное масло или взаимный растворитель. Органофильные глины создают вязкость с жидкой фазой, чтобы суспендировать средства для обеспечения вязкости и осуществлять подачу насосом. Содержание средства для обеспечения вязкости обычно равно от 35 до 60 мас.%. В других способах средство для обеспечения вязкости можно добавлять оперативно, используя смеситель для сухой смеси или загрузку, смешанную и гидратированную в отдельной емкости перед подачей насосом для обработки.

В других вариантах осуществления изобретения можно применять вязкоупругое ПАВ в качестве средства для обеспечения вязкости. Можно использовать любое вязкоупругое ПАВ со способностью обеспечения адекватных свойств вязкости. Примеры подходящих вязкоупругих ПАВ включают катионогенные, анионогенные, цвиттерионные, амфотерные и неионогенные вязкоупругие ПАВ, такие как раскрытые в патентах США № 6435277 (Qu et al.) и № 6703352 (Dahayanake et al.). Вязкоупругие ПАВ, при применении индивидуально или в комбинации, способны образовывать мицеллы, которые создают структуру в водной окружающей среде, вносящую вклад в повышение вязкости жидкости (также называемые как “вязкость обеспечивающие мицеллы”). Предпочтительные вязкоупругие ПАВ представляют собой хлорид (Z)-13-докозенил-N,N-бис(2-гидроксиэтил)метиламммония, олеиновую кислоту, амидоалкилдиалкилбетаины эруковой кислоты, хлорид алкил(С12-16)диалкилбензиламмония и их смеси. Концентрация включенных вязкоупругих ПАВ составляет от примерно 0,2% до примерно 15 мас.% в расчете на общую массу жидкости, предпочтительно от примерно 1% до примерно 10 мас.% в расчете на общую массу жидкости, предпочтительнее от примерно 1% до примерно 7 мас.% в расчете на общую массу жидкости. Насыщенный солевой раствор может быть также включен в композицию с общей концентрацией растворенных твердых веществ, находящейся в интервале от примерно 0,5% до примерно 25%, предпочтительнее от примерно 3% до примерно 25%, еще предпочтительнее от примерно 5% до примерно 25%.

Газовый компонент пен согласно изобретению может быть получен из любого подходящего газа, который образует аэрированную жидкость при введении в водную среду. Смотри, например, патент США №3937283 (Blauer et al.). Предпочтительно, газовый компонент включает газ, выбранный из группы, состоящей из азота, воздуха, диоксида углерода или любых их смесей. Предпочтительно газовый компонент включает диоксид углерода, легкодоступный в любом количестве. Газовый компонент принимает участие в операции гидроразрыва и в процессе по очистке скважины. Жидкость может содержать от примерно 10% до примерно 90 об.% газового компонента в расчете на общий объемный процент жидкости, предпочтительно от примерно 30% до примерно 80 об.% газового компонента в расчете на общий объемный процент жидкости, и предпочтительнее от примерно 40% до примерно 75 об.% газового компонента в расчете на общий объемный процент жидкости.

Композиции пен согласно изобретению включают наполнитель пены. Наполнитель пены обеспечивает композиции пен, которые проявляют хорошую устойчивость пены при обычных периодах обработки/эксплуатации буровых скважин, а также повышенные значения вязкости. Предпочтительно, наполнитель пены может представлять собой любую добавку, химическое соединение или химическую смесь, способную повышать вязкость пены, по меньшей мере, на 10% в течение, по меньшей мере, 10 минут в пределах 180 минут после того, как начинают измерение вязкости согласно экспериментальной процедуре, приведенной в примерах ниже. Такое повышение в вязкости представляет собой повышение относительно вязкости, измеренной при том же условии для композиций пен, не содержащих наполнитель пены. Оценка вязкости может быть проведена с применением полностью автоматизированного капилярного реометра в режиме высокое давление-высокая температура, Сhandler-Schlumberger Foam Rheometer System, описанного в Hutchins, R.D., Miller, M.J., A Circulating Foam Loop for Evaluating Foam at Condition of Use, SPE paper 80242, SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, USA 5-7 February 2003. Такое повышение в вязкости можно наблюдать для любой определенной температуры обработки/эксплуатации или диапазона температур и любой cкорости сдвига.

Хотя любой подходящий наполнитель пены может быть использован в композициях согласно изобретению, примеры подходящих наполнителей пен включают, но необязательно ограничены только ими, бикарбонат натрия, карбонат натрия, полуторакарбонат натрия, карбонат калия, бикарбонат калия, пероксикарбонат калия, карбонат аммония, бикарбонат аммония, тринатрийфосфат, динатрийгидрофосфат, пирофосфат натрия, пирофосфат калия, пирофосфат аммония, метафосфат натрия, метафосфат калия, метафосфат аммония, динатрийпирофосфат, трикалийфосфат, дикалийгидрофосфат, диаммонийгидрофосфат, трилитийфосфат и любые их смеси. Наполнители пен могут также представлять собой полиамины и их химические производные. Примеры применимых полиаминов, используемых в качестве наполнителей пен, включают, но необязательно ограничены только ими, полиоксиалкиленамины с, по меньшей мере, двумя аминогруппами в их структуре; этиленполиамины, такие как этилендиамин, диэтилентриамин, триэтилентетрамин и тетраэтиленпентамин; третичные полиамины, такие как пентаметилдиэтилентриамин, тетраметилбис(аминоэтил)эфир, пентаметилдипропилентриамин и тетраметилдипропилентриамин; замещенные пропиламины, такие как диметиламинопропиламин, аминопропилморфолин и аминопропилмонометилэтаноламин; пиперазины, такие как N-аминоэтилпиперазин и диметилпиперазин. Предпочтительно, наполнитель пены представляет собой бикарбонат натрия, карбонат натрия, полуторакарбонат натрия, карбонат калия, бикарбонат калия, пероксикарбонат калия, карбонат аммония, бикарбонат аммония, тетраэтиленпентамин и любые их смеси.

Хотя любое подходящее количество наполнителя пены может быть включено в композиции пен изобретения, особенно применимым является количество от примерно 0,01 мас.% до примерно 2,0 мас.% в расчете на общую массу жидкой фазы. Предпочтительно, чтобы был включен наполнитель пены в количестве от примерно 0,03 мас.% до примерно 1,0 мас.% в расчете на общую массу жидкой фазы, и более предпочтительным является количество от примерно 0,05 мас.% до примерно 0,5 мас.% в расчете на общую массу жидкой фазы.

Композиции согласно изобретению также включают ПАВ или смесь ПАВ для образования пены. ПАВ облегчает диспергирование газа в основной жидкости в форме маленьких пузырьков или капелек и обеспечивает устойчивость дисперсии торможением коалесценции или рекомбинации таких пузырьков или капелек. Впененные и аэрированные жидкости для образования разрывов обычно описываются их качеством пены, т.е. отношением объема газа к объему пены при измеряемых условиях. Поскольку объем газа, как известно, значительно уменьшается с примененным давлением и умеренно увеличивается с примененной температурой, получающееся количество газа в пене будет также зависеть от температуры и давления композиции пены. Если количество газа в пене составляет выше 52%, то жидкость обычно называется пеной, и ниже 52%, то аэрированной жидкостью. Однако, как он используется в данном документе, термин “пена” определен как любая устойчивая смесь газа и жидкости, несмотря на показатель количества газов в пене.

Любой ПАВ, способный помогать дисперсии и/или устойчивости газового компонента в основной жидкости для образования пены, может быть использован, что легко является очевидным для специалистов в данной области. В некоторых вариантах осуществления изобретения ПАВ представляет собой ионогенное ПАВ. Примеры подходящих ионогенных ПАВ включают, но без ограничения только ими, анионогенные ПАВ, такие как алкилкарбоксилаты, акиловые эфиры карбоксилатов, алкилсульфаты, алкиловые эфиры сульфатов, алкилсульфонаты, α-олефинсульфонаты, алкилфосфаты и алкиловые эфиры фосфатов. Примеры подходящих ионогенных ПАВ также включают, но без ограничения только ими, катионогенные ПАВ, такие как алкиламины, алкилдиамины, амины алкиловых эфиров, алкилчетвертичный аммоний, диалкилчетвертичный аммоний и сложноэфирные четвертичные аммониевые соединения. Примеры подходящих ионогенных ПАВ также включают, но без ограничения только ими, ПАВ, которые обычно рассматриваются как цвиттерионные ПАВ и в некоторых случаях как амфотерные ПАВ, такие как алкилбетаины, алкиламидобетаины, алкилимидазолины, оксиды алкиламинов и алкилчетвертичные аммонийкарбоксилаты. Амфотерное ПАВ представляет собой класс ПАВ, которое имеет как положительно заряженную группу, так и отрицательно заряженную группу на протяжении некоторого интервала рН (например, обычно слабо кислый), только отрицательно заряженную группу на протяжении некоторого интервала рН (например, обычно слабо щелочной) и только положительно заряженную группу при различном ранге рН (например, обычно умеренно кислый), в то время как цвиттерионное ПАВ имеет постоянную положительно заряженную группу в молекуле независимо от рН и отрицательно заряженную группу при щелочном рН. В некоторых вариантах осуществления изобретения ПАВ представляет собой катионогенное, цвиттерионное или амфотерное ПАВ, содержащее аминогруппу или четвертичную аммониевую группу в его химической структуре (“аминное функциональное ПАВ”). Особенно применимое ПАВ представляет собой амфотерный алкиламин, содержащийся в сурфактантном растворе Aquat 944® (доступен от фирмы Baker Petrolite 12645 W. Airport Blvd, Sugar Land, 77478 USA). В других вариантах осуществления изобретения ПАВ представляет собой смесь двух или нескольких ПАВ, описанных выше, или смесь любого ПАВ или ПАВ, описанных выше, с одним или несколькими неионогенными ПАВ. Примеры подходящих неионогенных ПАВ включают, но без ограничения только ими, алкилспиртовые этоксилаты, алкилфенольные этоксилаты, алкилкислотные этоксилаты, алкиламинные этоксилаты, сорбитановые алканоаты и этоксилированные сорбитановые алканоаты. Любое эффективное количество ПАВ или смеси ПАВ может быть использовано в водных аэрированных жидкостях изобретения. Предпочтительно жидкости включают ПАВ или смесь ПАВ для цели образования пены в количестве от примерно 0,02 мас.% до примерно 5 мас.% от общей массы жидкой фазы, и предпочтительнее от примерно 0,05 мас.% до примерно 2 мас.% от общей массы жидкой фазы. Когда вязкоупругое средство представляет собой вязкоупругое ПАВ, отдельное ПАВ для создания пены обычно не требуется.

Композиции пен согласно изобретению обладают свойствами, адекватными для того, чтобы воздействовать на подземные пласты, обычно, по меньшей мере, примерно при 20 мПа·с и 100·с-1, при температуре обработки. Предпочтительно, композиции имеют вязкость от примерно 20 мПa·с при 100·с-1 до примерно 500 мПa·с при 100·с-1, предпочтительнее от примерно 100 мПa·с при 100·с-1 до примерно 300 мПa·с при 100·с-1, при температуре обработки.

Композиции изобретения могут дополнительно содержать один или несколько представителей из группы органических и неорганических солей. Обычная концентрация данных групп добавок составляет от нулевого процента до примерно 20 мас.% от жидкой композиции, более обычно от нулевого процента до примерно 10 мас.% и еще более обычно от нулевого процента до примерно 5 мас.%. Неорганические соли, которые особенно подходят для применения в композициях, включают водорастворимые соли калия, натрия и аммония, такие как, без ограничения примером, хлорид калия, хлорид аммония и тому подобное. Дополнительно могут быть также использованы хлорид кальция, бромид кальция и галогенидные соли цинка. Неорганические соли могут способствовать созданию повышенной вязкости, которая является характеристичной для предпочтительных жидкостей. Кроме того, неорганическая соль может содействовать поддержанию устойчивости геологической формации, на который воздействует жидкость. Устойчивость формации и, в частности, устойчивость глины (путем ингибирующей гидратации глины) достигается при уровне концентрации в несколько мас.% и так, что плотность жидкости значительно не изменяется присутствием неорганических солей, если только плотность жидкости не становится предметом важного рассмотрения, с этой точки зрения можно применять больше неорганических солей. Неорганическая соль обычно будет присутствовать в вязкоупругой жидкости в массовой концентрации от примерно 0,01% до примерно 30%;, более обычно от примерно 0,1% до примерно 10% и еще более обычно от примерно 0,1% до примерно 8%. Органические соли, например, диацетат натрия, гидрохлорид триметиламмония и хлорид тетраметиламмония можно также использовать в дополнение к или вместо неорганических солей.

Варианты осуществления изобретения могут также включать аминоорганическое соединение, спирт или химикат, удаляющий кислород, для стабилизации жидкости при повышенных температурах. Примеры подходящих аминоорганических соединений включают, но обязательно без ограничения только ими, триэтаноламин, диэтаноламин, моноэтаноламин, диметилэтаноламин и тому продобное, или их любые смеси. Когда аминоорганические соединения использованы в жидкостях по изобретению, они включены в количестве от примерно 0,01 мас.% до примерно 2,0 мас.% в расчете на общую массу жидкой фазы. Предпочтительно, при применении аминоорганические соединения включены в количестве от примерно 0,05 мас.% до примерно 1,0 мас.% в расчете на общую массу жидкой фазы. Подходящие химикаты, удаляющие кислород, включают сульфиты натрия, аммония или калия и тиосульфаты. Подходящие спирты описаны непосредственно ниже.

Достаточное количество смешивающегося с водой спирта может быть использовано для дополнительного усиления вязкоупругих свойств. Предпочтительно спирт представляет собой С112алифатический спирт. Примеры подходящих спиртов включают, но без ограничения только ими, метанол, изо-пропанол, изо-бутанол, этиленгликоль, пропиленгликоль и тому подобное. Изо-пропанол и метанол являются предпочтительными спиртами.

При применении в качестве жидкости для гидроразрыва пласта варианты осуществления изобретения могут также включать частицы проппанта, которые в основном не растворимы в текучих средах формации. Частицы проппанта, вносимые жидкостью для гидроразрыва пласта, остаются в созданной трещине, таким образом удерживая трещину от смыкания, когда разрывающее давление реализовано и скважина вводится в эксплуатацию. Подходящие проппант-материалы включают песок, но без ограничения только ими, кусочки ореховых отходов, спеченный боксит, стеклянные шарики, керамические шарики или подобные материалы. Могут быть использованы смеси подходящих проппантов. Если применяют песок, то он будет представлять собой по размеру песок от примерно 12 до примерно 100 американских стандартных меш. Концентрация проппанта в жидкости для гидроразрыва пласта может быть любой концентрацией, известной в данной области, и обычно будет находиться в интервале от примерно 0,05 до примерно 3 килограммов добавленного проппанта на литр чистой жидкости.

Пенная композиция для гидроразрыва пласта на основе изобретения может также содержать понизитель вязкости. Цель данного компонента состоит в уничтожении или уменьшении вязкости жидкости для разрыва пласта, чтобы данную жидкость легче извлекать из разрыва во время очистки. Иллюстративные понизители вязкости включают лимонную кислоту, описанную в патенте США №6881709 (Nelson et al.), растворимые персульфаты, броматы, хлориты, гипохлориты, пероксиды и генераторы свободных радикалов.

Композиции изобретения могут еще содержать одну или несколько добавок, таких как средства для стимулирования понижения вязкости, органофильные глины, стабилизаторы глин, свободно-текучие добавки, cредства для снижения трения, ингибиторы образования отложений, ингибиторы коррозии, нетекучие добавки, бактерициды, биоциды, энзимы, хелатирующие агенты, средства для контроля стекания и тому подобное. Также необязательно, жидкость для гидроразрыва пласта может содержать материалы, созданные для ограничения обратного выноса проппанта после того, как операция разрыва завершена, образованием пористого уплотнения в зоне разрыва. Такие материалы, в данном документе “ингибиторы обратного выноса проппанта”, могут быть любыми, известными в данной области, такими как материалы, доступные от фирмы Schlumberger под торговым названием PROPNET®. Cоответствующие модификаторы проницаемости, активные или обладающие пролонгированной активностью, могут быть включены в препарат для борьбы с проникновением пластовой воды.

Волокнистый компонент может быть включен в жидкости изобретения для достижения разнообразия свойств, включая улучшение суспензии частиц, способности к переносу частиц и устойчивость газовой фазы. Используемые волокна могут быть гидрофильными или гидрофобными по природе, но гидрофильные волокна являются предпочтительными. Волокна могут представлять собой любой волокнистый материал, такой как, но обязательно без ограничения только им, природные органические волокна, измельченные в порошок растительные материалы, синтетические полимерные волокна, такие как (без ограничения примером, полиэфир, полиарамид, полиамид, поволоид), фибриллированные синтетические органические волокна, керамические волокна, неорганические волокна, металлические волокна, металлические текстильные нити, углеродные волокна, стеклянные волокна, природные полимерные волокна и любые их смеси. Особенно применимые волокна представляют собой полиэфирные волокна с высокогидрофильным покрытием, такие как, но без ограничения только ими, DACRON® полиэтилентерефталатные (РЕТ) волокна, доступные от фирмы Invista Corp. Wichita, KS, USA, 67220. Другие примеры применимых волокон включают, но без ограничения только ими, волокна из полиэфиров полимолочной кислоты, волокна из полиэфиров полигликолевой кислоты, волокна из поливинилового спирта и тому подобное. При применении в жидкостях изобретения волокнистый компонент может быть включен в концентрациях от примерно 1 до примерно 15 граммов на литр жидкой фазы жидкости, предпочтительно концентрация волокон составляет от примерно 2 до примерно 12 граммов на литр жидкости, и предпочтительнее от примерно 2 до примерно 10 граммов на литр жидкости.

Другой вариант осуществления изобретения включает применение жидкостей по изобретению для гидравлического разрыва подземного пласта. Методы гидравлического разрыва подземного пласта известны специалистам обычной квалификации в данной области и включают закачку жидкости для гидроразрыва пласта в ствол скважины и во вмещающую формацию. Давление жидкости принимает значение выше минимального воздействия на породу в массиве, таким образом создавая или расширяя трещины в пласте. Смотри Stimulation Engineering Handbook, John W. Ely, Pennwell Publishing Co., Tulsa, Okla. (1994), U.S. Patent No. 5551516 (Normal et al.), “Oilfield Application”, Encyclopedia of Polymer Science and Engineering, vol. 10, pp. 328-366 (John Wiley & Sons, Inc. New York, New York, 1987).

Еще один вариант осуществления изобретения включает применение жидкостей на основе изобретения для очистки. Термин “очистка” или “очистка трещины” относится к процессу удаления жидкости для гидроразрыва (без проппанта) из трещины и буровой скважины после того как завершен процесс гидроразрыва. Процедуры для ускорения очистки трещины традиционно включают снижение вязкости жидкости для разрыва практически настолько, что она быстрее потечет по направлению к буровой скважине. Хотя понизители вязкости обычно применяются в очистке аэрированных жидкостей, жидкости изобретения являются по своему существу эффективными для применения в операциях очистки с понизителем вязкости или без понизителя вязкости.

В другом варианте осуществления данное изобретение относится к применению жидкостей на основе изобретения для гравийной набивки скважины. В качестве жидкости для гравийной набивки она предпочтительно содержит гравий или песок и другие необязательные добавки, такие как реагенты для очистки корки на стенке ствола скважины, а именно, энзимы, хелатирующие агенты, ингибиторы коррозии, ингибиторы образования отложений, биоциды, средства для контроля стекания среди прочих. Для данного применения подходящий гравий или песок включает данные материалы, обычно соответствующие размеру отверстий от 8 до 70 меш согласно сериям американских стандартов сит (U.S. Standard Sieve Series).

В следующем варианте осуществления, данное изобретение применяется в качестве жидкости для очистки буровой скважины с целью удаления твердых веществ из буровой скважины. Обычные твердые вещества включают илистый грунт и песок, буровой шлам, кусочки металла или цемента от размалывания или бурения внутри существующей буровой скважины и частицы песка или карбоната кальция, введенные в буровую скважину для временного закупоривания продуктивной зоны.

Следующие примеры представлены для иллюстрации приготовления и свойств пен, содержащих наполнитель пены, и не должны быть восприняты для ограничения объема изобретения, если иначе явно не указано в приложенной формуле изобретения. Все проценты, концентрации, соотношения, части и т.д. являются массовыми, если не отмечено особо или очевидны из контекста их применения.

Примеры

Следующие примеры показывают композиции и способы данного изобретения как описанные в предпочтительных вариантах осуществления.

Измерения вязкости пенных жидкостей, сделанные для представленных ниже примеров 1-20, проводили на полностью автоматизированном капиллярном реометре в режиме высокое давление-высокая температура, Сhandler-Schlumberger Foam Rheometer System. Дополнительные подробности по работе оборудования описаны в публикации Hutchins, R.D. and Miller, M.J., A Circulating Foam Loop for Evaluating Foam at Conditions of Use, SPE paper 80242, SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, USA 5-7 February 2003. Оборудование калибровали в соответствии с ISO-9001 стандартами. Реометр включает 322-мл замкнутую проточную спираль, в которую вводят инъекцией водный раствор и газ для достижения требуемого состава жидкость/газ пены. Оборудование снабжено массовым расходомером, Micro Motion ELITE CFM010 сенсором с модельным 2700 датчиком, доступных от Emerson Process Management of 7070 Winchester Circle, Boulder, Colorado, USA 80301, который определяет скорость потока и плотность жидкости. Измеренную скорость потока используют для определения скорости работы поршневого насоса прямого вытеснения серий 220, доступного от Micropump, Inc of 1402 NE 136th Avenue, Vancouver, Washington, USA 98684-0818, который был необходим для достижения скорости сдвига, обозначенной пользователем через интерфейс программного обеспечения, Chandler Foamloop DACS v.1.12.1, доступного от Chandler Engineering of 2001 Indianwood Avenue, Broken Arrow, Oklahoma, USA 74012-1163. Падение давления в направлении 5,26 метров длины трубки из нержавеющей стали с 6,4 миллиметровым внешним диаметром измеряли преобразователем давления, модель Rosemount 3051, доступным от Emerson Process Management, для определения кажущейся вязкости. Программное обеспечение, относящееся к вышевычисляемой скорости сдвига и кажущейся вязкости с применением уравнений на основе принципов механики жидкостей, смотри в публикации Hutchins, R.D. and Miller, M.J., указанной выше. Температуру устанавливали через программное обеспечение, которое управляет работой термостата, модель Hewlett Packard HP 6890 Series GC System от фирмы Agilent Technologies of Box 42816, Houston, Texas, USA 77036, в котором размещена большая часть трубки. Температуру равномерно устанавливали в секциях трубы вне термостата с электрической системой отслеживания температуры модели TBX4LC-HPC, доступной от Thermon of 100 Thermon Dr., San Marcos, Texas, USA 78666. Cостав газ/жидкость аэрированной жидкости проверяли с помощью измеренной плотности и опубликованных уравнений состояния. Опыты проводили при давлениях от 8,3 до 11,7 МПа и скорости сдвига 100 с-1.

Последовательный способ использовали для получения пен, примененных в примерах; водную фазу загружали при 6,9 МПа и затем загружали газовую фазу, поскольку водную фазу одновременно забирали, пока измеряемая плотность не достигнет требуемого значения. Температуру затем устанавливали до целевого значения, в то время как пену вводили в циркуляцию и измеряли вязкость, как описано выше.

Примеры 1-6

Примеры 1-6 показывают эффекты по усилению вязкости пены от включения наполнителей пены в пены на основе диоксида углерода. Для приготовления примеров 1-6 использовали общую смесь, которая содержала продукты, смешанные в дозе 3785 литров деионизированной воды, 13,64 кг карбоксиметилгидроксипропилгуара (CMHPG), 1,87 литров раствора диацетат натрия/вода (1:1), 37,85 литров AQUET™ 944 амфотерного алкиламинового раствора (доступного от фирмы Baker Petrolite, Sugar Land, Texas 77478), и 7,57 литров раствора стабилизатора глины хлорид тетраметиламмония/вода (1:1). Примеры 1-6 затем готовили смешиванием следующих ингредиентов при определенных дозах в таблице 1:

Таблица 1
Ингредиент Оп.1 Оп.2 Оп.3 Оп.4 Оп.5 Оп. 6
Общая смесь (литр) 3785 3785 3785 3785 3785 3785
Наполнитель пены:
Карбонат натрия (Na2CO3) - - 4,5кг - - - - - - - -
Карбонат калия
2СО3)
- - - - 5,9кг - - - - - -
Фосфат натрия (Na3PO4.12H2O) - - - - - - 3,4кг - - - -
Cмесь карбонат натрия/бикарбонат
(Na2CO3.NaHCO3.2H2O)
- - - - - - - - 4,8кг - -
Бикарбонат натрия (NaHCO3) - - - - - - - - - - 3,4 кг

Пример 1 представляет собой контрольный пример без добавки наполнителя пены, тогда как примеры 2-6 включают наполнитель пены. Пены на основе диоксида углерода получены в таком случае с качеством пены 70 или 70 об.% газового компонента, в расчете на общий объем жидкого и газового компонента, как описано выше. Пены оценивали при примерно 93°С и давлениях от 8,3 до 11,7 МПа.

Фиг.1 и фиг.2, графической интерпретацией, обе показывают полезный эффект повышения вязкости от добавления наполнителей пены. При сравнении с примером 1 очевидно, что добавление карбонатов и фосфатов улучшало вязкость пены, как видно из верхнего кластера кривых на графиках фиг.1 и 2. Все карбонатные и/или бикарбонатные наполнители пены, примеры 2, 3, 5 и 6, показывают сходные результаты по повышению вязкости, равному примерно, по меньшей мере, 40 мПa·с при 100 с-1. Фосфатный наполнитель пены, пример 4, давал примерно, по меньшей мере, 25 мПa·с при 100 с-1 повышения вязкости. Кроме того, для примеров 2-6 вязкие свойства являются более устойчивыми со временем по сравнению с примером 1.

Примеры 7-12

Таблица 2 представляет результаты повышения вязкости для различных систем вязкость обеспечивающих средств в примерах с добавленным наполнителем пены, по сравнению с отсутствием наполнителя пены. Прирост в вязкости определяли из профиля вязкости, полученного при использовании измерений вязкости, описанных выше. Публикуемый прирост вязкости вычисляли из вязкостей, которые измеряли 75 минут после начала опытов. Все пены, описанные в таблице, готовили с определенным средством для обеспечения вязкости, с 4,5 кг натрийкарбонатного наполнителя пены, 37,8 литрами 30:15:55 объемной смеси амфотерный алкиламин/изопропанол/вода и 7,57 литрами раствора стабилизатора глины хлорид тетраметиламмония/вода (1:1) на 3785 литров жидкости. Смеси имели качество в 70% об. CO2, и пены готовили, как описано в примерах 1-6.

Таблица 2
Оп.7 Оп.8 Оп.9 Оп.10 Оп.11 Оп.12 Оп.13
Средство для
обеспечения вязкости
Гуар CMHPG CMG HPG CMHPG CMHPG CMHPG
Средство для
обеспечения вязкости
Концентрация (г/литр) 3,6 3,6 3,6 1,8 2,4 3,6 4,8
Измерение вязкости
Температура (°С) 93 93 93 79 93 93 102
Прирост вязкости по сравнению с отсутствием отсутствия пены
Наполнитель (мПа·с при 100 с-1) 25 20 10 10 25 40 20

Как показано в таблице 2, значительные приросты в вязкости реализованы добавлением наполнителя пены. Это также позволяет использовать пониженное количество средства для обеспечения вязкости, чтобы получать схожие по вязкости жидкости, когда включен наполнитель пены.

Примеры 14-16

Примеры 14-16 показывают эффекты повышения вязкости пены от включения наполнителей пены в пены на основе азота, а также как и от количества средства для обеспечения вязкости, которое может быть снижено. Для приготовления примеров 14-16 использовали общую смесь, которая содержала продукты, смешанные в дозе 3785 литров деионизированной воды, 1,89 литров раствора (1:1) диацетат натрия/вода, 37,8 литров 6:3:1 объемной смеси амфотерный алкиламин/изопропанол/вода, и 7,57 литров раствора стабилизатора глины (1:1) хлорид тетраметиламмония/вода. Примеры 14-16 затем готовили смешиванием следующих ингредиентов при определенных дозах в таблице 3:

Таблица 3
Ингредиент Оп.14 Оп.15 Оп.16
Общая смесь (литр) 3785 3785 3785
Карбоксиметилгидроксипропилгуар 13,6 кг 18,2 кг 13,6 кг
Kарбонат натрия как наполнитель пены (Na2CO3) -- -- 4,5 кг

Пример 14 представлял собой контрольный пример без добавки наполнителя пены, тогда как пример 16 включал наполнитель пены. Хотя пример 15 не включал наполнитель пены, в него было включено большее количество CMHPG средства для обеспечения вязкости по сравнению с контрольным примером 14. Пены на основе азота были получены с качеством пены 70 или 70 об.% газового компонента, в расчете на общий объем жидкого и газового компонента, как описано выше. Пены оценивали при примерно 93°С и давлениях от 8,3 до 11,7 МПа.

Фиг.3 показывает полезный эффект повышения вязкости от добавления наполнителей к пенам на основе азота. При сравнении с примером 14 очевидно, что наполнитель повышал вязкость пены, как показано в примере 16. Из сравнения примера 15 с примером 16 следует, что наполнитель может повышать свойства вязкости пены с точки зрения того, что свойства вязкости приближаются к свойствам пены, содержащей более высокие количества средства для обеспечения вязкости без наполнителей пены.

Примеры 17-20

Для последующих примеров 17-20 проводили измерение вязкости для жидкой смеси на основе диоксид углерода/вода с помощью полностью автоматизированного капиллярного реометра в режиме высокое давление - высокая температура (Сhandler - Schlumberger), как описано в данном документе выше. Во всех случаях опыты проводили при 8,7 МПа и скорости сдвига 100 с-1. Публикуемые данные по вязкости соответствуют вязкостям, которые регистрировали двадцать (20) минут после того, как пена достигала требуемой температуры.

Примеры 17 и 18 в сочетании с таблицей 4 и фиг. 4 показывают эффект повышения вязкости, когда полиамин включают в качестве наполнителя пены. Применение наполнителя пены также улучшает практический срок пригодности жидкостей для обработок. Таблица 4 перечисляет пенные композиции, где пример 17 не содержит наполнителя пены и пример 18 содержит полиаминный наполнитель пены (тетраэтиленпентамин в данном случае). Все числа даны в мас.% в расчете на общую массу жидкости.

Таблица 4
Ингредиент Оп.17 Оп.18
Вода 99 мас.% 98,9 мас.%
Диутановая камедь как средство для обеспечения вязкости 0,3 0,3
Тетраэтиленпентааминовый наполнитель пены - 0,5
AQUETTM944 амфотерный алкиламиновый раствор 0,3 0,3
Измерения вязкости при температуре и СО2 об.% в мПа·с при 100 с-1:
93°С при 61% СО2 об.% 113 111
107°С при 64% СО2 об.% 115 129
121°С при 67% СО2 об.% 116 127
135°С при 70% СО2 об.% 62 125
149°С при 72% СО2 об.% 19 104

В таблице 4 и фиг.4 показаны измерения вязкостей для пенных смесей диоксида углерода и жидкостей (пример 17 и 18), описанных выше, при различных температурах и концентрациях диоксида углерода в пенной смеси. Также показано, что наполнитель пены не оказывал значительного влияния на вязкость данных пенных композиций, особенно на вязкость смесей при 121°С и выше, где вязкость была существенно меньше для смесей, не содержащих тетраэтиленпентамина в качестве наполнителя пены. Данный эффект становился более выраженным по мере того, как температура еще дальше повышалась. Следовательно, применение тетраэтиленпентамина как наполнителя пены замедляло разложение или стабилизировало свойства вязкости смеси при повышенных температурах.

Фиг.5 и таблица 5 показывают измерения вязкостей для пенных смесей газа диоксида углерода при 70% объемном проценте, вязкоупругого ПАВ (VES) в качестве средства для обеспечения вязкости и карбоната натрия в качестве наполнителя пены. Пенные композиции, примеры 19 и 20, представлены в таблице 5 ниже. Фиг.5 показывает полезный эффект повышения вязкости от добавления наполнителей к пенам на основе VES/диоксид углерода. При сравнении с примером 19 ясно, что наполнитель повышал вязкость пены, как показано в примере 20.

Таблица 5
Ингредиент Оп.19 Оп.20
Вода 970 литров 970 литров
VES средство для обеспечения вязкости 30 литров 30 литров
(Z)-13 докозенил-N,N-бис(2-гидрок-сиэтил)метиламмоний хлорид, 75% водный раствор
Карбонат натрия как наполнитель пены
(Na2CO3)
- 1,16 килограммов
Хлорид калия 38,8 килограммов 38,8 килограммов
Измерения вязкости при 70°С, 100 с-1 140 mPa-s 175 mPa-s

Конкретные варианты осуществления, описанные выше, являются только иллюстративными, поскольку изобретение может быть модифицировано и реализовано на практике различными, но эквивалентными путями, очевидными для специалистов в данной области, имеющих пользу от исследований, представленных в данном документе. Кроме того, не предполагаются никакие ограничения по деталям конструкции или компоновки, показанных в данном документе, отличающихся от тех, что описаны в формуле изобретения ниже. Поэтому очевидно, что конкретные варианты осуществления, раскрываемые выше, могут быть изменены или модифицированы и все такие варианты рассматриваются в рамках объема и сущности изобретения. Соответственно, защита, заявляемая по данному документу, представляет собой то, что изложено в формуле изобретения.

1. Пенная композиция для обработки буровых скважин, содержащая водную среду, наполнитель пены, газовый компонент, ПАВ и средство для обеспечения вязкости, в которой наполнитель пены обеспечивает, по меньшей мере, примерно среднее 10%-ное увеличение в величинах измеренной вязкости на протяжении, по меньшей мере, 10-минутного периода, измеренного на протяжении примерно 180-минутного оценочного интервала.

2. Пенная композиция для обработки буровых скважин по п.1, в которой наполнитель пены представляет собой бикарбонат натрия, карбонат натрия, полуторакарбонат натрия, карбонат калия, бикарбонат калия, пероксикарбонат калия, карбонат аммония, бикарбонат аммония, тринатрийфосфат, динатрийгидрофосфат, пирофосфат натрия, пирофосфат калия, пирофосфат аммония, метафосфат натрия, метафосфат калия, метафосфат аммония, динатрийпирофосфат, трикалийфосфат, дикалийгидрофосфат, диаммонийгидрофосфат, трилитийфосфат, полиоксиалкиленамины с, по меньшей мере, двумя аминогруппами в их структуре, этиленполиамины, третичные полиамины, замещенные пропиламины, пиперазины или любые их смеси.

3. Пенная композиция для обработки буровых скважин по любому из предыдущих пунктов, в которой средство для обеспечения вязкости представляет собой гидратирующийся полимер, включенный в количестве от примерно 0,01 до примерно 10% от общей массы жидкой фазы композиции, предпочтительно от примерно 0,1 до примерно 8% от общей массы жидкой фазы композиции.

4. Пенная композиция для обработки буровых скважин по п.1, в которой средство для обеспечения вязкости представляет собой ксантановую смолу или гетерополисахариды, имеющие тетрасахаридную повторяющуюся единицу в полимерной основе, изображенной химической формулой

в которой, по меньшей мере, три различных сахарида присутствуют в повторяющейся единице, причем такие сахариды включают D-глюкозу, D-глюкуроновую кислоту и либо L-рамнозу либо L-маннозу; M+ представляет собой виды ионов; R1, R2, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 и R10 выбраны из группы, состоящей из водорода, метила, ацетила, глицерила или сахаридной группы, содержащей от одной до трех сахаридных единиц;
R11 представляет собой метильную или метилольную группу; и масса усредненной молекулярной массы (Мм) для гетерополисахарида равна от примерно 105 до примерно 107 Дальтон.

5. Пенная композиция по п.4, в которой гетерополисахарид выбран из группы, состоящей из геллановой камеди и производных геллановой камеди, велановой камеди и производных велановой камеди, диутановой камеди и производных диутановой камеди, рамзановой камеди и производных рамзановой камеди, полисахарида S-88 и производных полисахарида S-88, полисахарида S-198 и производных полисахарида S-198, полисахарида NW11 и производных полисахарида NW11 и их любых смесей, где гетерополисахарид включен в количестве от примерно 0,01 до примерно 1,00% от общей массы жидкой фазы, предпочтительно включен от примерно 0,10 до примерно 0,60% от общей массы жидкой фазы.

6. Пенная композиция для обработки буровых скважин по п.1, в которой средство для обеспечения вязкости представляет собой катионогенное, анионогенное, цвиттерионное, амфотерное или неионогенное вязкоупругое ПАВ или любую их комбинацию и включено в количестве от примерно 0,2 до примерно 15% из расчета на общую массу жидкости, предпочтительно от примерно 1 до примерно 10% в расчете на общую массу жидкости, предпочтительнее от примерно 1 до примерно 7% в расчете на общую массу жидкости.

7. Пенная композиция для обработки буровых скважин по п.1, дополнительно содержащая стабилизатор глины, включенный в количестве от примерно 0,01 до примерно 12% от общей массы жидкой фазы композиции, предпочтительно стабилизатор глины выбран из группы, состоящей из хлорида тетраметиламмония, хлорида калия и любых их смесей, и предпочтительно включен в количестве от примерно 0,05 до примерно 8% от общей массы жидкой фазы композиции.

8. Пенная композиция для обработки буровых скважин по п.1, в которой газовый компонент включает диоксид углерода, воздух, азот или любые их смеси, причем газовый компонент содержит от примерно 10 до примерно 90% от общего объема композиции, измеренного при температуре и давлении в условиях нисходящей скважины, предпочтительно от примерно 30 до примерно 80% от общего объема композиции, измеренного при температуре и давлении в условиях нисходящей скважины, и предпочтительнее от примерно 40 до примерно 75% от общего объема композиции, измеренного при температуре и давлении в условиях нисходящей скважины.

9. Пенная композиция для обработки буровых скважин по п.1, дополнительно содержащая проппант.

10. Пенная композиция для обработки буровых скважин по п.1, дополнительно включающая кросс-линкер, содержащий ион металла, выбранный из альдегида, или их смесь.

11. Пенная композиция для обработки буровых скважин по п.10, которая не содержит кислотную добавку.

12. Пенная композиция для обработки буровых скважин по п.1, дополнительно содержащая понизитель вязкости.

13. Пенная композиция для обработки буровых скважин по п.1, дополнительно содержащая аминоорганическое соединение, включенное в количестве от примерно 0,01 до примерно 2,0% в расчете на общую массу жидкой фазы композиции, и предпочтительно в количестве от примерно 0,05 до примерно 1,0% в расчете на общую массу жидкой фазы композиции.

14. Пенная композиция для обработки буровых скважин по п.1, где вязкость равна от примерно 20 до примерно 500 мПа·с при 100 с-1 при температуре обработки.

15. Пенная композиция для обработки буровых скважин по п.1, где объем газового компонента равен примерно 75% или меньше в расчете на общий объем газовой и жидкой фаз.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам получения гуаровой смолы и использования этой смолы при обработке подземного пласта. .

Изобретение относится к способам получения гуаровой смолы и использования этой смолы при обработке подземного пласта. .

Изобретение относится к способам получения гуаровой смолы и использования этой смолы при обработке подземного пласта. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к способам контроля твердых частиц, таких как расклинивающий агент и пластовые пески, в подземных пластах. .

Изобретение относится к способам и композициям для улучшения реологических характеристик, восстановления при сдвиге и устойчивости вязкоупругих жидкостей с добавками поверхностно-активных веществ, используемых в составах для обработки нефтяных скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобыче и может быть использовано для снижения обводненности добываемой продукции. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым в качестве технологической жидкости при вторичном вскрытии продуктивных пластов перфорацией и глушении скважин при проведении ремонтно-восстановительных работ.

Изобретение относится к расширяющемуся тампонажному материалу с регулируемой плотностью раствора и может быть использовано при заводском изготовлении готовых к применению сухих тонкомолотых тампонажных материалов, необходимых для цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и других скважинах.
Изобретение относится к газодобыче и может быть использовано для снижения водопроявлений в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением. .

Изобретение относится к области гидравлического разрыва пласта

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для селективной изоляции подошвенных вод в газовых скважинах, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в газовых скважинах при разработке газовых и газоконденсатных залежей

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения, водопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах
Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к реагентам для предупреждения возникновения дифференциальных прихватов

Изобретение относится к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, для глушения скважин и выполнения различных видов работ при их ремонте

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к использованию термотропных гелеобразующих составов, образующих гель за счет пластовой температуры после введения в нефтяной пласт

Изобретение относится к способу удаления фильтрационных осадков, образовавшихся в нефтяных скважинах в ходе бурения, путем обработки указанных фильтрационных осадков водными растворами конкретных окислительных систем, эффективных также при низких температурах

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к утяжеленным буровым растворам, используемым при бурении скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи низкотемпературных пластов путем изоляции или ограничения водопритока к нефтяным скважинам
Наверх