Внутрипластовый кислотный разжижитель для вязкоупругих поверхностно-активных жидкостей в рассоле



Внутрипластовый кислотный разжижитель для вязкоупругих поверхностно-активных жидкостей в рассоле
Внутрипластовый кислотный разжижитель для вязкоупругих поверхностно-активных жидкостей в рассоле
Внутрипластовый кислотный разжижитель для вязкоупругих поверхностно-активных жидкостей в рассоле
Внутрипластовый кислотный разжижитель для вязкоупругих поверхностно-активных жидкостей в рассоле
Внутрипластовый кислотный разжижитель для вязкоупругих поверхностно-активных жидкостей в рассоле
Внутрипластовый кислотный разжижитель для вязкоупругих поверхностно-активных жидкостей в рассоле
Внутрипластовый кислотный разжижитель для вязкоупругих поверхностно-активных жидкостей в рассоле
Внутрипластовый кислотный разжижитель для вязкоупругих поверхностно-активных жидкостей в рассоле
Внутрипластовый кислотный разжижитель для вязкоупругих поверхностно-активных жидкостей в рассоле
Внутрипластовый кислотный разжижитель для вязкоупругих поверхностно-активных жидкостей в рассоле
Внутрипластовый кислотный разжижитель для вязкоупругих поверхностно-активных жидкостей в рассоле

 


Владельцы патента RU 2413839:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ БВ (NL)

Изобретение относится к добыче нефти и газа из скважин. Способ для обработки подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включает нагнетание в поры пласта водного геля, содержащего рассол, неполимерный загуститель и внутренний кислотный разжижитель, растворимый в геле, и понижение вязкости указанного геля в порах после закачивания, причем указанный гель содержит от 0,005 до 5 вес.% указанного разжижителя. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности регулирования вязкости геля. 10 з.п. ф-лы, 11 ил.

 

Предпосылки изобретения

Изобретение относится к добыче нефти и газа из скважин, в частности к разжижающим составам внутри пор пласта, при использовании вязкоупругих поверхностно-активных жидких систем (VES) в качестве жидкостей-носителей и составов для обработки приствольной зоны.

Существует много приложений, в которых необходимы разжижители для уменьшения вязкости обрабатывающих составов, таких как жидкости для гидроразрыва, растворы для гравийной набивки и растворы для кислотной обработки, загущенные полимерами, или сшитыми полимерами, или вязкоупругими ПАВ. Чаще всего эти разжижители работают в составах, которые находятся в гравийных фильтрах или трещинах; некоторые разжижители могут работать в составах в порах пласта. Разжижители снижают вязкость путем разложения полимеров или сшивок, когда загустителем являются полимеры или сшитые полимеры. Разжижители уменьшают вязкость путем разложения ПАВ или разрушения мицелл, когда загустителями являются вязкоупругие поверхностно-активные жидкие системы. Разжижители могут быть твердыми, например, гранулами или капсулированным материалом, который не входит в пласт.

Иногда имеется потребность в разжижении вязких флюидов в порах пластов, например, когда вязкие флюиды входят в пласты при разрыве, гравийной набивке, кислотной обработке, размывании вмещающей породы, при восстановлении циркуляции в скважине, при обработке под давлением для удаления отложений и тому подобном. Разжижители, которые действуют внутри пластов, будут здесь называться внутренними разжижителями. Эти составы, которые вводят в пласт, могут быть основными обрабатывающими жидкостями (такими как жидкости гидроразрыва), или они могут быть вспомогательными жидкостями (такими как промывочные жидкости или отклоняющие флюиды, такие как вязкоупругие отклоняющие кислоты). Обычно необходимо, чтобы снижение вязкости было замедленным, вот почему разжижитель действует только после того, как состав выполнит свою задачу.

Современная практика для улучшения очистки VES-систем во вмещающей породе состоит в использовании предпромывочных или послепромывочных растворов для разбавления системы или для контакта системы с разжижителем. Основной недостаток предпромывочных или послепромывочных растворов заключается в их ограниченном взаимодействии с VES-системой из-за малой границы раздела между этими двумя жидкостями. Эффективность этого механизма разжижения зависит от диффузии, которая в высоковязких жидкостях медленная. Кроме того, объемы промывочных составов могут быть большими.

Очень полезны были бы составы и способы обработки, использующие внутренний разжижитель замедленного действия, который работает без механического или химического воздействия оператора. Было бы желательно иметь ряд таких материалов, чтобы их можно было применять в различных подземных условиях, например, при разных температурах и при разной химической природе пластовых флюидов.

Авторами было обнаружено, что определенные кислоты или комбинации определенных солей и кислот будут действовать как внутренние разжижители и позволят разработать составы с заранее выбранной длительностью разжижения флюида.

Суть изобретения

Композиция по изобретению является композицией для обработки нефтяного пласта, содержащей водную жидкость, неполимерный загуститель и кислотный материал или соединение.

В одном варианте осуществления композиция включает композицию для обработки нефтяного пласта, содержащую водную жидкость, неполимерный загуститель и внутренний кислотный разжижитель в рассолах, которые, по существу, не содержат двухвалентных катионов, таких как ионы магния, ионы цинка или ионы кальция (Са2+). Подходящие внутренние кислотные разжижители для таких рассолов включают серную кислоту, азотную кислоту, сульфаты в комбинации с кислотами и нитраты в комбинации с кислотами.

В другом варианте осуществления композиция содержит неполимерный загуститель и внутренний кислотный разжижитель в композиции для обработки нефтяного месторождения, включающей водную жидкость, неполимерный загуститель и рассол, который содержит двухвалентные катионы, такие как Са2+, Mg2+ или Zn2+. Подходящие внутренние кислотные разжижители для этих составов включают, без ограничений, азотную кислоту, нитраты в комбинации с кислотами, соляную кислоту, уксусную кислоту и хлорид или ацетаты с кислотами.

Еще в одном варианте осуществления неполимерный загуститель является вязкоупругим ПАВ, например цвиттер-ионным ПАВ, например бетаином, или амидоаминоксидом.

В другом варианте осуществления композиция для обработки нефтяного пласта содержит, кроме того, ингибитор коррозии. Такая добавка будет защищать пласт и оборудование от коррозионного воздействия кислотного разжижителя, а также от других коррозивных компонентов.

Другой вариант осуществления изобретения относится к способу обработки подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающему а) закачивание в поры пласта водного геля, содержащего неполимерный загуститель, внутренний кислотный разжижитель, растворимый в геле, и b) постепенное снижение вязкости указанного геля в порах после закачивания.

Другой вариант осуществления изобретения относится к способу обработки подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающему а) закачивание в поры пласта водного геля, содержащего неполимерный загуститель, внутренний кислотный разжижитель, растворимый в геле, причем указанный разжижитель выбран из группы, состоящей из определенных неорганических кислот, и b) постепенное снижение вязкости указанного геля в порах после закачивания.

Другой вариант осуществления изобретения относится к способу обработки подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающему а) закачивание в поры пласта водного геля, содержащего неполимерный загуститель, внутренний кислотный разжижитель, растворимый в геле, причем указанный разжижитель выбран из группы, состоящей из определенных органических кислот и связанных кислот, и b) постепенное снижение вязкости указанного геля в порах после закачивания.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 показывает зависимость вязкости от времени для базовой VES-системы, содержащей 1,39 кг/л рассола CaCl2, 6,5 об.% водного раствора эрукового амидопропилдиметилбетаина и 0,2 об.% 2-бутоксиэтанола без добавок.

Фиг.2 показывает зависимость вязкости от времени для VES-системы, содержащей 1,43 кг/л рассола NaBr, 6,5 об.% водного раствора эрукового амидопропилдиметилбетаина и 0,2 об.% 2-бутоксиэтанола и включающей сернокислотный внутренний разжижитель (3М раствор серной кислоты) в концентрациях 0, 0,1 и 0,15 об.% соответственно, при 104°С (219°F).

Фиг.3 показывает зависимость вязкости от времени для базовой VES-системы, содержащей 1,43 кг/л рассола NaBr, 6,5 об.% водного раствора эрукового амидопропилдиметилбетаина и 0,2 об.% водного раствора алкил(С12-16)-диметилбензиламмонийхлорида и включающей внутренний разжижитель (3М раствор серной кислоты) в концентрациях 0,075 и 0,1 об.% соответственно, при 104°С (219°F).

Фиг.4 показывает зависимость вязкости от времени для геля, содержащего 1,43 кг/л NaBr и 8 об.% водного раствора эрукового амидопропилдиметилбетаина и включающего сернокислотный внутренний разжижитель (3М раствор серной кислоты) в концентрациях 0, 0,11 и 0,15 об.% соответственно, при 104°С (219°F).

Фиг.5 показывает вязкость как функцию скорости сдвига для VES-системы, содержащей 1,43 кг/л NaBr и 8 об.% водного раствора эрукового амидопропилдиметилбетаина и включающей 0 и 0,11 об.% 3М раствора серной кислоты как внутреннего разжижителя, при комнатной температуре и при 93°С (200°F) соответственно.

Фиг.6 показывает вязкость как функцию времени для VES-систем, содержащих 1,43 кг/л NaBr и 6 об.% водного раствора эрукового амидопропилдиметилбетаина и включающих внутренний разжижитель (D-изоаскорбиновая кислота) в концентрациях 0,10 и 0,25 вес.% соответственно, при 93,3°С (200°F).

Фиг.7 показывает вязкость как функцию времени для VES-систем, содержащих 1,39 кг/л рассола CaCl2, 6,5 об.% водного раствора эрукового амидопропилдиметилбетаина и 0,2 об.% 2-бутоксиэтанола и включающих внутренний разжижитель (1,57М раствор азотной кислоты) в концентрациях 0,8, 1,0 и 1,2 об.% соответственно при 104°С (219°F).

Фиг.8 показывает вязкость как функцию времени для VES-систем, содержащих 1,39 кг/л рассола CaCl2, 6,5 об.% водного раствора эрукового амидопропилдиметилбетаина, 0,2 об.% 2-бутоксиэтанола и 1 об.% 1,57 М азотной кислоты с и без добавления 0,1 об.% ингибитора кислотной коррозии при 104°С (200°F).

Фиг.9 показывает вязкость как функцию времени для VES-системы, содержащей 1,39 кг/л рассола CaCl2, 6,5 об.% водного раствора эрукового амидопропилдиметилбетаина и 0,2 об.% 2-бутоксиэтанола при добавлении внутреннего разжижителя 1 (0,52 об.% 3М НСl и 0,13 вес.% NaNO3) и разжижителя 2 (0,83 об.% 3М НСl и 0,21 вес.% NaNO3) соответственно, при 104°С (219°F).

Фиг.10 показывает вязкость как функцию времени для VES-системы, содержащей 1,39 кг/л рассола CaCl2, 6,5 об.% водного раствора эрукового амидопропилдиметилбетаина и 0,2 об.% 2-бутоксиэтанола при добавлении внутреннего разжижителя (0,4 об.% 8,3М раствор уксусной кислоты) при 104°С (219°F).

Фиг.11 показывает вязкость как функцию времени для VES-системы, содержащей 1,39 кг/л рассола CaCl2, 6,5 об.% водного раствора эрукового амидопропилдиметилбетаина и 0,2 об.% 2-бутоксиэтанола при добавлении внутреннего разжижителя (0,52 об.% 3М раствора НСl) при 104°С (219°F).

Подробное описание изобретения

Для загущенных составов, используемых при обработке нефтяных месторождений, важно иметь механизм, которым можно снизить вязкость (то есть разжижить состав). Обычно в составы добавляют разжижители. Типично действие разжижителей является отложенным или требуется механизм запуска, такой как дробление капсулированных разжижителей, чтобы состав мог выполнить свою функцию до того, как произойдет разжижение. Важным свойством любого разжижителя является надлежащее размещение; он должен находиться в составе, который нужно разжижить. После того как состав врывается в пласт, большинство обычных разжижителей (таких как капсулированные окислители) не могут промыть его. Последующее добавление других составов будет неэффективным из-за плохого контакта жидкостей друг с другом.

В прошлом для растворов, загущенных неполимерными загустителями, в качестве разжижителей пытались использовать окислители, но безуспешно. Патентная заявка US 2006-0041028 описывает снижение вязкости вязкоупругих поверхностно-активных жидкостей в присутствии металлов, выше утверждается, что "было обнаружено, что обычные ферменты и окислители не действуют на и не разрушают молекулы ПАВ или вязкие мицеллярные структуры, которые они образуют". Патентная заявка US 2005-0037928 "Способ применения вязкоупругих везикулярных составов для повышения продуктивности пластов" описывает везикулярные водные вязкоупругие системы на основе ПАВ, которые содержат ПАВ, полиэлектролит на основе четвертичного аммония и неводный растворитель. В описании неоднократно проводится различие между этими материалами и составами, полученными из червеобразных мицелл, такими как составы, описанные в патенте US 6435277. В заявке раскрывается, что везикулярные составы чувствительны к рН и что они могут разжижаться в присутствии кислоты. Кроме того, там указывается, что они могут быть разжижены окислительными разжижителями. В частности, указывается, что когда состав используется как отклоняющий агент при кислотной обработке, единственными добавляемыми "разжижителями" могут быть окислители, так как состав будет вступать в контакт с кислотой, но в жидкостях для гидроразрыва окислительный разжижитель может использоваться только в комбинации с агентами, высвобождающими кислоту, и фактически подходящими разжижителями являются одни только агенты, высвобождающие кислоту. В отличие от этих идей, авторы настоящего изобретения нашли, что окислители могут использоваться в качестве разжижителей VES-систем; окислители легко растворяются в VES-системах, и разжижение активируется повышением температуры.

Изобретение будет описано в первую очередь в терминах гидравлического разрыва, гравийной набивки, кислотной обработки и для нагнетания кислоты в пласт до разрыва, хотя следует понимать, что изобретение может применяться многими другими способами, например, для многих других обработок нефтяных месторождений. При гидравлическом разрыве большинство нагнетаемых жидкостей гидроразрыва содержит пропант, такой как песок или синтетическая керамическая дробь, так что когда давление сбрасывается, пропант захватывается между поверхностями трещины и предотвращает полное закрытие трещины, оставляя, таким образом, путь флюидам открытым. Нагнетенная жидкость гидроразрыва обычно является загущенной. Повышенная вязкость приводит к образованию более широкой трещины и, следовательно, более широкого пути флюидам. Для переноса надлежащих количеств пропанта также требуется минимальная вязкость; фактически необходимая вязкость зависит главным образом от скорости течения флюидов и плотности пропанта. В типичном процессе разрыва, таком как гидравлический разрыв водными жидкостями, образование трещины инициируется сначала закачиванием в пласт высоковязкой жидкости с фильтрационными свойствами от хороших до умеренных, и обычно без пропанта. За этой исходной жидкостью, типично называемой "подушкой", обычно следует вторая жидкость (жидкость гидроразрыва) с близкой вязкостью, несущая пропант, сначала в низкой концентрации, а затем с постепенно повышающейся концентрацией в расширяющуюся трещину или трещины. Подушка вызывает образование и увеличивает трещину, но ей не нужно нести пропант. Все жидкости стремятся просочиться в пласт из образующейся или расширяющейся трещины. Обычно к концу операции весь объем подушки утечет в пласт. Эта утечка определяется и регулируется свойствами жидкости (и добавками, которые она может содержать, такими как понизители фильтрации, или FLA), скоростью закачивания и давлением, а также свойствами породы. Может быть желательным несколько большее количество вытекшей жидкости, чем минимально возможное, например, а) если собираются ввести некоторое количество жидкости в породу для изменения свойств породы или для обратного втекания в трещину при закрытии трещины, или b) если сознательно хотят вызвать то, что называется "концевым экранированием", или "TSO" - условие, при котором пропант образует мостик в некоторой точке трещины, останавливая удлинение трещины и приводя к последующему расширению трещины. При кислотном разрыве жидкость гидроразрыва является кислотой (или другой растворяющей пласт жидкостью, такой как жидкость, содержащая хелатирующий агент), и обычно эта жидкость не содержит пропанта; трещина удерживается открытой благодаря неровностям в поверхности трещины, вызванным дифференциальным травлением пластового материала. При кислотной обработке вмещающей породы кислота или другая растворяющая пласт жидкость нагнетается при давлении ниже давления разрыва, и жидкость входит в пласт и растворяет вредные материалы и/или часть пласта. Для успеха этой и других обработок нефтяного месторождения может быть критичным надлежащий контроль за фильтрацией. В обработках этого и многих других типов после обработки необходимо уменьшить вязкость жидкости, т.е. разжижить ее и часть жидкости в порах пласта.

Определенные материалы могут использоваться как внутренние разжижители отложенного действия для не содержащих полимеров (VES) загустителей жидкости; разжижение окислителем может запускаться естественным путем благодаря химическим или физическим условиям, например температуре или рН. Хорошо известно, что константа скорости распада некоторых радикальных инициаторов зависит не только от температуры, но также от рН (см., например, "Polymer Handbook, Section II, Decomposition Rates of Organic Free Radical Initiators", J.Brandrup, E.H.Immergut, Third Edition, Wiley Interscience). Скорость распада можно изменить соответствующим выбором противоиона для окислителя (например, натрий, калий и аммоний). Дополнительно разжижение можно ускорять применением окислительно-восстановительных активаторов, например метабисульфита натрия, сульфата железа(II), восстанавливающими сахарами, например глюкозой и другими, восстанавливающими ди- и трисахаридами, и восстанавливающими олиго- и полисахаридами. При необходимости разжижение можно задержать, например, добавлением ловушек кислорода, например, замещенных бензофуранонов (например, лактон HP-136 от компании CIBA Specialty Chemicals), гидроксиламинов, соединений трехвалентного фосфора, например, органических фосфитов (и фосфонитов), таких как TNPP, CIBA Specialty Chemicals Irgafox® 168, CIBA Specialty Chemicals, Irgafox® P-EPQ, CIBA Specialty Chemicals, фенольных антиоксидантов, например, ди-трет-бутилалкилфенолов, и других, таких как семейство Irganox®, как IRGANOX® L 115, IRGANOX® L 109, IRGANOX® L 107, IRGANOX® L 1010, IRGANOX® L 1035, IRGANOX® L 1076, IRGANOX® L 1081, IRGANOX® L 1098, IRGANOX® L 1135, IRGANOX® L 1330, IRGANOX® L 3114, IRGANOX® L 245, IRGANOX® L 3114, IRGANOX® В 1411, IRGANOX® В 1412, IRGANOX® В 215, IRGANOX® В 220, IRGANOX® В 225, IRGANOX® В 311, IRGANOX® В 561, IRGANOX® В 612, IRGANOX® В 900, IRGANOX® В 921, IRGANOX® E 201, IRGANOX® El 1291, IRGANOX® HP 2215, IRGANOX® HP 2225, IRGANOX® HP 2251, IRGANOX® HP 2341, IRGANOX® HP 2411. IRGANOX® HP 2921, IRGANOX® MD 1024, IRGANOX® PS 800, IRGANOX® PS 802, IRGANOX® XP 320, IRGANOX® XP 420 и IRGANOX® XP 620, тригонокса, соединений серы, таких как тиосульфат натрия, гидрохинона, натуральных антиоксидантов, например натуральных полифенолов, таких как апигенин, ресветратрол, аскорбиновая кислота и витамин С, витамин Е (или альфа-токоферол), таких как IRGANOX® E 201 CIBA Specialty Chemicals, а также при необходимости другими средствами. Дополнительно разжижение можно также инициировать путем приведения в контакт с другим составом, таким как другая закачиваемая жидкость, пластовый флюид или добываемый флюид, такой как кислота или базовая предпромывочная жидкость, которая будет изменять рН жидкости и, следовательно, изменять кинетику распада окислителя, а также эффект замедлителя. Закачивание другой жидкости для облегчения разжижения обычно нежелательно из-за потенциальных затрат и сложности, но это тоже охватывается рамками изобретения. Эффект внутреннего разжижения происходит независимо от того, образуется или нет фильтрационная корка при добавлении понизителя фильтрации; разжижитель может также способствовать разрушению фильтрационной корки.

Подходящие внутренние кислотные разжижители включают серную кислоту; предшественники серной кислоты, такие как сульфаты, в том числе, но без ограничений, Na2SO4 и K2SO4, в комбинации с кислотами, в том числе, но без ограничений, НСl, также будут действовать как внутренние разжижители для загущенных жидкостей аналогично действию серной кислоты; подходящие внутренние кислотные разжижители включают также азотную кислоту или нитраты в комбинации с кислотами, соляную кислоту или хлориды в комбинации с кислотами и уксусную кислоту или ацетаты в комбинации с кислотами. Для рассолов, содержащих кальций, магний, цинк и другие двухвалентные ионы, подходящие внутренние кислотные разжижители таковы, что они не реагируют неблагоприятным образом с этими ионами с потерей разжижающей функции. Разжижители включают азотную кислоту или нитраты в комбинации с кислотами, соляную кислоту или хлориды в комбинации с кислотами и уксусную кислоту или ацетаты в комбинации с кислотами.

Не желая быть связанным теорией, считают возможным, что внутренний кислотный разжижитель медленно разрушает внутримицеллярные и/или межмицеллярные силы сцепления (и/или силы сцепления других молекулярных комплексов), что делает возможным образование и удержание загущенных жидкостей.

Внутренние кислотные разжижители могут вызвать немедленное снижение вязкости или могут сделать это только по прошествии нескольких минут или часов, или даже через много часов, но все они все же приведут к полному разжижению. Время разжижения может регулироваться выбором количества и типа внутреннего кислотного разжижителя, добавляемого в жидкость. Подходящее количество разжижителей зависит от конкретных выбранных разжижителей и таких факторов, как температура пласта, но типично оно меняется от примерно 0,005 вес.% до примерно 5 вес.% от веса жидкости, предпочтительно от примерно 0,01 вес.% до примерно 1 вес.% жидкости, более предпочтительно от примерно 0,02 вес.% до примерно 0,5 вес.% жидкости. Время разжижения обычно уменьшается при более высоком процентном содержании. Температура также может влиять на время, требуемое жидкости для полного разжижения до вязкости, близкой к вязкости воды. Специалист, рассмотрев примеры и проведя разумную экспериментальную работу, сможет определить, какой диапазон подходит для времени разжижения, желаемого в рабочем температурном диапазоне.

Если желательно для задержки разжижающего действия наносить покрытие на разжижитель или разжижители, покрытие может быть проведено любым известным способом. Два основных типа способов нанесения покрытия: распыление сверху и распыление снизу отличаются расположением распылительной насадки снизу или сверху псевдоожиженного слоя твердых частиц. Насадки распыляют измельченный поток кроющего раствора, а частицы взвешены в ожижающем потоке воздуха, который несет частицы мимо распылительной насадки. Затем частицы соударяются с распыленным кроющим материалом, когда они уносятся от насадки в круговой поток. Температура сжижающего воздуха устанавливается так, чтобы испарить раствор или взвешенные жидкие среды или чтобы отвердить кроющий материал вскоре после столкновения с частицами. Отвержденные кроющие материалы будут постепенно покрывать частицы. Этот процесс продолжается до тех пор, пока каждая частица не покроется однородно на желаемую толщину покрытия.

Свойства таких покрытых частиц можно тонко регулировать рецептурой покрытия, рабочими условиями и нанесением сверху слоев других кроющих материалов. Выбор материала будет зависеть от множества факторов, таких как физические и химические свойства используемого материала. Кроющий материал может быть одним из следующих категорий: водные и органические растворы, дисперсии и термоклеи. Неограничивающие примеры включают акриловые полимеры, галогенуглерод, поливиниловый спирт, водные дисперсии Aquacoat®, углеводородные смолы, поливинилхлорид, энтеросолюбильные покрытия Aquateric®, ГПЦ, поливинилацетата фталат, ГПМЦ, поливинилиденхлорид, фталат ГПМЦ, белки, Kynar®, фторопласты, каучук (натуральный или синтетический), казеинаты, мальтодекстрины, шеллак, хлоркаучук, силикон, покрытия Coateric®, микрокристаллический воск, крахмалы, кроющие масла, сухое молоко, стеарины, латекс Daran®, меласса, сахароза, декстрины, нейлон, ПАВ, кроющие системы Opadry®, кроющие системы Surelease®, энтеросолюбильные покрытия, парафиновый воск, фторуглероды Teflon®, полиметакрилаты Eudragits®, фенольные смолы, воски, этоксилированный виниловый спирт, сополимер винилового спирта, полилактиды, зеин, жиры, полиаминокислоты, жирные кислоты, полиэтилен-гель, полиэтиленгликоль, глицериды, поливинилацетат, растительная камедь и поливинилпирролидон.

Изобретение особенно подходит для применения с неполимерными жидкостями. Изобретение особенно полезно для гравийной набивки и подобного, где приствольное повреждение скважины часто является очень серьезной проблемой. Изобретение позволяет иметь дело со скважинами, ранее считавшимися бесполезными из-за ожидаемой низкой эффективности жидкости разрыва (высокая фильтруемость). Внутренние кислотные разжижители могут использоваться как альтернатива понизителям фильтрации, особенно когда нежелательны фильтрационные корки; вместо минимизации фильтрации она может допускаться, а просочившиеся жидкости разжижены. Загущенные жидкости, содержащие внутренние кислотные разжижители, могут также действовать как саморазрушающиеся закупоривающие агенты. Они могут использоваться также в тампонах для глушения скважины, которые трудно разжижить, так как механизмы, часто доступные для разжижения (такие как разбивание капсулированных материалов или более позднее добавление другого компонента), не могут применяться с тампонами для глушения.

В обработках, которые обычно включают несколько стадий, таких как большинство способов осуществления гидравлических разрывов, кислотных разрывов, гидроразрывов с последующим заполнением гравием и гравийной набивки, внутренний кислотный разжижитель может добавляться в подушку на протяжении всей обработки или только на некоторых стадиях, таких как некоторые стадии с использованием пропантов, гравия, кислоты или стадий закупоривания. Внутренние кислотные разжижители особенно полезны при гидравлическом разрыве, разрыве с последующим заполнением гравием и при гравийной набивке, так как способы механического удаления невозможны, а способы, включающие контакт добавки с дополнительной жидкостью, не всегда осуществимы на практике. Композиции и способы по изобретению также особенно подходят в случаях, когда желательно, чтобы некоторое количество обрабатывающей жидкости ушло в пласт, например в целях изменения смачиваемости пласта или насыщения нефтью или водой.

Обрабатывающие составы, используемые в композициях и способах по изобретению, типично содержат также другие материалы, такие как деэмульгаторы, ингибиторы коррозии, понизители трения, антикоагулянты глин, ингибиторы, образования отложений, биоциды, взаимные растворители, ПАВ, антивспениватели, пеногасители, стабилизаторы вязкости, агенты регулирования уровня железа, отклонители потока, эмульгаторы, пенообразователи, ловушки кислорода, регуляторы рН, буферы и тому подобное. Совместимость кислотных внутренних разжижителей с такими добавками следует проверить в лаборатории. Обработки по изобретению проводятся обычным образом: обрабатывающий состав и добавки доставляются на место, смешиваются, хранятся и закачиваются способами, обычными для соответствующих химикатов. Когда используются пропанты, покрытые смолой (RCP), следует провести испытания, чтобы удостовериться, что RCP и внутренние кислотные разжижители совместимы, и что ни один не влияет на характеристики другого; без проверки могут применяться традиционные натуральные и синтетические пропанты и гравий.

Изобретение осуществляется с учетом информации о скважине, пласте, флюидах и доступных добавках и с учетом критериев успешной обработки, с подготовкой оптимизированного плана для наилучших характеристик обработки в соответствии с данными и критериями. Это обычно делается путем анализа скважины с использованием плана обработки и программ оценки; например, в программном обеспечении для расчета гидравлического разрыва градиенты давления комбинируются с алгоритмами расчета эволюции длины и высоты трещины, полной информацией о фильтрации и эффектами от закачивания нескольких жидкостей и изменений их температуры.

Оптимальная концентрация внутреннего кислотного разжижителя может быть определена путем выбора времени и скорости разжижения и измерения разжижения на образцах предполагаемых жидкостей в предполагаемых условиях в пласте. Предпочтительная концентрация кислотных внутренних разжижителей составляет от примерно 0,005 вес.% до примерно 10 вес.%, более предпочтительно находится в диапазоне от примерно 0,01 вес.% до примерно 5 вес.%, и наиболее предпочтительно в диапазоне от примерно 0,02 вес.% до примерно 0,5 вес.%. (Следует понимать, что во всем настоящем описании, когда концентрация или количественный диапазон приводится или описывается как полезный, или подходящий, или тому подобное, подразумевается, что любая концентрация в диапазоне, включая концевые точки, должна рассматриваться как указанная. Кроме того, каждое численное значение следует считать один раз как модифицированное термином "примерно" (если только оно уже не было явно модифицировано таким образом) и затем снова читать его как не модифицированное таким образом, если иное не указано в контексте. Например, "диапазон от 1 до 10" следует читать как указывающий на все без исключения возможные числа в континууме между примерно 1 и примерно 10. Другими словами, когда явно указывается определенный диапазон, даже если явно определяются или даются ссылки только на несколько конкретных данных в диапазоне, или даже если не делается никаких ссылок на точки диапазона, следует понимать, что авторы изобретения разбираются и понимают, что все без исключения данные в диапазоне следует рассматривать, как если бы они были заданы, и что авторы изобретения претендуют на весь диапазон и все точки в пределах диапазона). Измерение, предсказание и регулирование разжижения знакомо среднему специалисту в области стимулирования притока в скважину и борьбы с поступлением песка в скважину.

Если применяются понизители фильтрации, предпочтительно, хотя и не обязательно, использовать полностью разложимые понизители фильтрации. Особенно желательными FLA были бы "внутренние разжижители фильтрационной корки/вмещающей породы" - материалы, описанные в находящейся одновременно на рассмотрении патентной заявке US №11/532553, озаглавленной "Внутренний разжижитель для обработки нефтяного месторождения", авторы Jesse Lee, Philip Sullivan, Erik Nelson, Yiyan Chen, Carlos Abad, Belgin Baser и Lijun Lin, подана 18 сентября 2006 года. Когда подушка и жидкость гидроразрыва не содержат полимеров, а все понизители фильтрации полностью разложимы, ни призабойная зона скважины, ни подушка пропанта, оставшегося в трещине после работы, не содержит вредных полимеров или твердых веществ, как было бы, если жидкость гидроразрыва содержала какой-либо полимер или если бы понизитель фильтрации не был полностью разложимым. Следовательно, проводимость трещины высока, а толщина поверхности низкая.

В настоящем изобретении может использоваться любая неполимерная жидкость, например система на основе VES, которая совместима с пластом, пластовыми флюидами и другими компонентами состава. Особенно эффектными неограничивающими примерами жидкостей являются описанные в патентах US 5551516; 5964295; 5979555; 5979557; 6140277; 6435277 и 6258859, все из которых настоящим введены во всей их полноте. Могут использоваться составы на основе везикул, такие, как описанные в патенте US 6509301.

В некоторых случаях желательно определенное количество утечки в пласт, например, чтобы произошло концевое экранирование при разрыве - условие, когда пропант образует мостик, предпочтительно на краю трещины, удаленном от ствола скважины, останавливая удлинение трещины и приводя к последующему расширению трещины. Например, гидравлический разрыв, за которым идет гравийная набивка в одной операции, иногда называемая fracрас, fracpac, frac рас, frac and рас или StimPac, иногда с целенаправленным концевым экранированием, чтобы получить короткую широкую трещину, обычно проводится в пластах с относительно высокой проницаемостью в целях борьбы с проникновением песка в пласт. Однако такие операции иногда проводят в низкопроницаемых пластах, иногда для борьбы с проникновением песка, но также по другим причинам, например, чтобы обойти ухудшение проницаемости около ствола скважины, вызванное отложениями или для улучшения плохого сообщения между стволом и пластом или прежним разрывом, или в пластах, в которых перфорирование скважины создает повреждающие мелкие фракции, или по другим причинам. Такие работы, предназначенные для создания коротких широких трещин, могут также проводиться без последующей гравийной набивки, когда проникновение песка в пласт не является проблемой. Способы согласно настоящему изобретению могут применяться в любом из этих случаев (разрыв с последующей гравийной набивкой и/или разрыв для образования коротких широких трещин, в любом случае с или без намеренного концевого экранирования).

Кислота, используемая в процессах кислотной обработки вмещающей породы и в процессах кислотного разрыва по настоящему изобретению, может быть любой кислотой, используемой в кислотном разрыве, включая загущенные, самоотклоняющиеся и задерживающие кислоты. Обычно используемыми кислотами являются, без ограничений, соляная, фтористоводородная, борфтористоводородная, уксусная и муравьиная кислоты и их смеси, и эти кислоты в форме эмульсий "вода-в-масле" для замедления скорости реакции, или эмульсий "масло-в-воде" (для растворимости углеводородов). Кислоты могут содержать добавки, такие как ингибиторы коррозии и хелатирующие агенты, используемые для облегчения растворения компонентов породы и удержания их в растворе. Загущенные, самоотклоняющиеся и задерживающие кислоты могут быть переведены в гель подходящими VES.

Хотя при обычном расклинивании трещин наиболее распространенным способом регулирования водоотдачи является образование непроницаемой или малопроницаемой фильтрационной корки на стенках (поверхностях) трещины, при кислотном разрыве, особенно с низковязкой незагущенной кислотой, для регулирования водоотдачи важна вязкость подушки. С другой стороны, если кислота загущена VES-системой, то если VES, как обычно, имеет более высокую вязкость при низком сдвиге, чем вязкость при высоком сдвиге, то когда VES просочится на короткое расстояние в пласт, скорость течения падает, и поэтому падает скорость сдвига, и жидкость становится более вязкой. Такие эффекты могут уменьшить просачивание низковязкой незагущенной кислоты лучше, чем коркообразующая система, которая растворяет или разлагает кислоту. В этих случаях внутренний кислотный разжижитель будет особенно подходящим в подушке. Это позволяет проводить кислотную обработку на определенную выбранную глубину пласта, и тогда кислота осуществляет очень желательную функцию отклонения течения последующей кислоты. Также некоторые внутренние кислотные разжижители могут использоваться с вязкоупругими закупоривающими кислотами, которые являются кислотами, содержащими определенные вязкоупругие ПАВ, так что жидкость имеет низкую вязкость, когда она готовится и закачивается, но ее вязкость повышается по мере того, как кислота взаимодействует с пластом, таким как карбонатный пласт. Примеры таких систем были описаны в патентах US 6399546, 6667280 и 7028775 и патентной заявке US 2003-0119680, все из которых настоящим введены во всей своей полноте.

Иногда кислотный разрыв проводится рядом чередующихся стадий с применением подушки, кислоты, подушки, кислоты и т.д., чтобы оптимизировать перекрытие. Первая некислотная подушка инициирует образование трещины для следующей первой кислотной стадии. На этой первой кислотной стадии часть поверхности трещины разъедается. Последующие стадии с использованием подушки и кислоты повторяют процесс, пока не будут закачаны запланированные объемы и не будет получена желаемая трещина. В прошлом в этом процессе всегда применялись загущенные подушки, такие как подушка, содержащая вязкоупругую поверхностно-активную систему. Внутренний кислотный разжижитель по изобретению может использоваться по меньшей мере на первой стадии с подушкой и иногда на всех стадиях с подушкой. Аналогично, кислотная обработка вмещающей породы может быть проведена с чередованием стадий с использованием кислоты и другой жидкости, такой как закупоривающий агент, из которых некоторые или все могут быть загущенными; внутренний кислотный разжижитель по изобретению может включаться в некоторые или во все кислоты или другие жидкости для разжижения загустителя.

Внутренние кислотные разжижители по изобретению могут добавляться в скважинный флюид путем закачивания их в базовый водный состав как концентрированную жидкость. Если материал получен как эмульсия, дисперсия или взвесь, его можно удержать в этой форме и использовать непосредственно в этой форме. Если он получен в сухой форме (например, как твердый дисперсный порошок мелких частиц или как сухая эмульсия), частицы могут быть предварительно диспергированы в воде или рассоле, по требованию, и закачаны как поток жидкости, или альтернативно они могут добавляться как твердая фаза в поток базового состава.

Реакционная способность данного внутреннего кислотного разжижителя при конкретной температуре и в контакте с загущенной жидкостью или жидкостями конкретного состава (например, рН и концентрация и природа других компонентов, в частности электролитов) легко определяется простым экспериментом: жидкость или жидкости подвергают действию внутреннего кислотного разжижителя в условиях обработки и отслеживают вязкость.

Хотя внутренние кислотные разжижители по настоящему изобретению могут применяться с VES, приготовленными с любым типом ПАВ или смесью ПАВ, с или без одного или более соПАВ и с или без других добавок, предназначенных для стабилизации или модификации свойств мицелл или везикул (таких как буферы, добавки для восстановления вязкости, соли и улучшители реологии). Предпочтительны катионные, анионные, амфотерные и цвиттер-ионные VES. Подходящие VES описаны, например, в следующих патентах США, которые настоящим введены во всей их полноте: патенты US 5964295; 5979557; 6306800; 6637517 и 6258859. Вязкоупругие ПАВ могут иметь, например, следующую формулу: R-Z, где R означает гидрофобный хвост ПАВ, который является полностью или частично насыщенной, линейной или разветвленной углеводородной цепью из по меньшей мере 14 атомов углерода, и Z означает головную группу ПАВ, которая может представлять собой, например -NR1R2R3+, -SО3-, -СОО-, или, в случае, когда ПАВ является цвиттер-ионным, -N+(R1)(R2)R3-СОО-, где R1, R2 и R3, каждый независимо, означает водород или полностью или частично насыщенную, линейную или разветвленную алифатическую цепь из по меньшей мере одного атома углерода, причем R1 или R2 могут содержать гидроксильную концевую группу.

Могут использоваться расщепляющиеся вязкоупругие ПАВ, например, следующей формулы R-X-Y-Z, как описано в международной патентной заявке WO 02/064945, где R представляет собой гидрофобный хвост ПАВ, который является полностью или частично насыщенной, линейной или разветвленной углеводородной цепью из по меньшей мере 18 атомов углерода, Х означает отщепляющуюся или распадающуюся группу ПАВ, являющуюся ацетальной, амидной, сложноэфирной связью или связью простого эфира, Y означает разделяющую группу, которая является короткой насыщенной или частично насыщенной углеводородной цепью из n атомов углерода, где n равно по меньшей мере 1, предпочтительно 2, и когда n больше или равно 3, цепь может быть линейной или разветвленной, насыщенной или частично насыщенной цепью, и Z означает головную группу ПАВ, которая может представлять собой NR1R2R3+, -SО3-, -СОO- или, в случае, когда ПАВ является цвиттер-ионным, -N+(R1R2R3-COO-), где R1, R2 и R3, каждый независимо, означает водород или полностью или частично насыщенную, линейную или разветвленную алифатическую цепь из по меньшей мере одного атома углерода, возможно содержащую гидроксильную концевую группу. Из-за присутствия отщепляющейся или разлагающейся группы расщепляющиеся ПАВ способны распадаться в условиях скважины.

Неограничивающим примером подходящего катионного вязкоупругого ПАВ, полезного для осуществления изобретения, является N-эруцил-N,N-бис(2-гидроксиэтил)-N-метиламмонийхлорид. Неограничивающими примерами некоторых подходящих анионных вязкоупругих ПАВ, полезных для осуществления изобретения, являются монокарбоксилаты RCOO-, такие как олеат, где R означает С17Н33 или ди- или олигомерные карбоксилаты, такие как раскрыты в международной патентной заявке WO 02/11874.

Было обнаружено, что кислотные разжижители по настоящему изобретению являются особенно полезными разжижителями, когда они используются вместе с некоторыми типами цвиттер-ионных ПАВ. Вообще, подходящие цвиттер-ионные ПАВ имеют формулу:

RCOOH-(CH2)a(CH2CH2O)m(CH2)b-N+(CH3)2-(CH2)a'(CH2CH2O)m'(СН2)b'СОО-

в которой R представляет собой алкильную группу, содержащую от примерно 11 до примерно 23 атомов углерода, которая может быть разветвленной или линейной и может быть насыщенной или ненасыщенной; а, b, а' и b', каждый, означает число от 0 до 10, и каждый из m и m' значает число от 0 до 13; каждый из а и b равен 1 или 2, если m не равно 0, и (а+b) составляет от 2 до примерно 10, если m равно 0; каждый из а' и b' равен 1 или 2, когда m' не равно 0, и (а'+b') составляют от 1 до примерно 5, если m равно 0; (m+m') составляет от 0 до примерно 14; и CH2CH2O также может быть ориентирован как ОСН2СН2. Предпочтительными ПАВ являются бетаины и амидоаминоксиды.

Двумя примерами бетаинов являются олеиламидопропилдиметилбетаин и эруциламидопропилдиметилбетаин. Олеиламидопропилдиметилбетаин содержит амидную группу олеиловой кислоты (включая С17Н33 алкеновую хвостовую группу); эруциламидопропилдиметилбетаин содержит амидную группу эруковой кислоты (имеющую C21H41 хвостовую группу). Подходящие бетаиновые ПАВ и другие подходящие ПАВ описаны в патенте US 6258859.

Хотя изобретение было описано, используя всегда термин "VES" или "вязкоупругий ПАВ" для описания неполимерного загущенного водного состава, для загущения водного состава может использоваться любой неполимерный материал при условии выполнения требований, описанных здесь для таких составов, например, требуемой вязкости, стабильности, совместимости и отсутствия повреждения ствола скважины, пласта или поверхности трещины. Примеры, независимо от того, образуют ли они или описаны как образующие везикулы или вязкоупругие жидкости, включают, без ограничений, загустители, описанные в патенте US 6035936 и заявке GB 2366307А.

Также дополнительно, жидкости гидроразрыва могут содержать материалы, предназначенные для облегчения переноса пропанта и/или для ограничения обратного течения пропанта после завершения операции разрыва путем образования пористой засыпки в зоне разрыва. Такие материалы могут быть любыми известными в данной области, такими как имеющиеся в продаже от Schlumberger под торговой маркой PropNET™ (например, см. патент US 5501275). Типичные ингибиторы обратного течения пропантов включают волокна или пластинки Novoloid или полимеров типа Novoloid (патент US 5782300).

Выбор внутреннего кислотного разжижителя основан в первую очередь на желаемом времени до отложенного разжижения, которое будет зависеть от выбора и концентрации VES и температуры, и может зависеть от масштаба операции, природы операции и других факторов, известных специалистам среднего уровня в данной области. Равным образом, подходящие замедлители или ускорители и их концентрации могут быть определены простыми лабораторными экспериментами, например, смешением всех компонентов, нагреванием до рабочей температуры и наблюдением за вязкостью. Необходимым является совместимость воды с VES-системой и с кислотным внутренним разжижителем. Система, содержащая внутренний кислотный разжижитель, работает также с VES-системами, которые содержат соПАВ или другие добавки, обычно включаемые в составы для обработки нефтяного месторождения. Опять же, необходима совместимость внутреннего кислотного разжижителя, VES-системы и других компонентов. Составы, содержащие внутренний кислотный разжижитель, могут смешиваться в смесителе периодического действия или непрерывным смешением.

Могут включаться любые добавки, обычно использующиеся при таких обработках, опять же при условии, что они совместимы с другими компонентами и желаемыми результатами обработки. Такие добавки могут включать, без ограничений, ингибиторы коррозии, замедлители, биоциды, буферные растворы, понизители водоотдачи и т.д. Обрабатываемые стволы скважины могут быть вертикальными, наклонными или горизонтальными. Они могут заканчиваться креплением обсадными трубами и перфорированием или необсаженным забоем.

При заполнении скважинного фильтра гравием или при комбинировании разрыва и гравийной набивки рамками изобретения охватывается применение композиций и способов по изобретению к обработкам, проводимым с или без экранирования. Хотя обработки обычно проводятся для стимулирования добычи углеводородов, рамками изобретения охватывается использование композиций и способов по изобретению в скважинах, предназначенных для добычи других флюидов, таких как диоксид углерода, вода или рассол, или в нагнетательных скважинах. Хотя изобретение было описано в терминах невспененных жидкостей, могут использоваться вспененные или возбужденные (например, азотом или диоксидом углерода, или их смесями) жидкости. Следует проводить корректировку соответствующих концентраций из-за любых изменений свойств жидкости (или других параметров, таких как концентрация пропанта) после вспенивания.

Примеры

Базовые составы. Оценка всех составов проводилась на реометре типа Fann50 или реометре Bohlin. Этот прибор требует примерно 5-20 минут до достижения температуры испытания, так что начальная часть данных отражает нагревание до конечной температуры. Иногда прибор показывал незначительные регулярные флуктуации около намеченной температуры, так что эти случаи отражены небольшими колебаниями наблюдаемых вязкостей на некоторых фигурах. Для измерений на Fann50 используется стандартная методика, когда вязкость измеряется при скорости сдвига 100 с-1 с линейным уменьшением до 75 с-1, 50 с-1 и 25 с-1 каждые 15 мин. Применялось время нагрева состава 15 или 30 мин для достижения температуры испытания. Более точные измерения вязкости проводили на реометрах Bohlin в диапазоне скорости сдвига от 0,01 с-1 до 100 с-1. Отметим, что флуктуации вязкости, полученные на реометрах Bohlin, обычно характерны для очень низких, как у воды, вязкостей, когда достигались пределы точности измерений прибора.

Были проведены эксперименты, в которых вязкоупругий состав нагревали и выдерживали, обычно при 104°С (219°F) или 93,3°С (200°F), как отмечалось, с и без разжижителей и других добавок.

Базовый состав в 1,39 кг/л рассола CaCl2 при 104°С (219°F). На фиг.1 показана базовая VES-система, состоящая из 1,39 кг/л рассола CaCl2, 6,5 об.% водного раствора эрукового амидопропилдиметилбетаина и 0,2 об.% 2-бутоксиэтанола. График показывает VES в отсутствие других добавок.

Пример 1. Этот пример демонстрирует использование серной кислоты в качестве внутреннего кислотного разжижителя. Были измерены и показаны на фиг.2 изменения во времени вязкости VES-состава, содержащего 1,43 кг/л рассола NaBr, 6,5 об.% водного раствора эрукового амидопропилдиметилбетаина и 0,2 об.% 2-бутоксиэтанола и включающего сернокислотный внутренний разжижитель (3М раствор серной кислоты) в концентрациях 0 (служит базисной линией), 0,1 и 0,15 об.% соответственно, при 104°С (219°F), причем время разжижения можно регулировать изменением концентрации разжижителя; при увеличении концентрации разжижителя время разжижения соответственно снижалось.

Пример 2. Этот пример демонстрирует, что рецептуру вязкоупругого состава можно подбирать в соответствии с требованиями к составу. Изменение во времени вязкости, базовой VES-системы, содержащей 1,43 кг/л рассола NaBr, 6,5 об.% водного раствора эрукового амидопропилдиметилбетаина и включающей 0,2 об.% водного раствора алкил(С12-16)-диметилбензиламмонийхлорида вместо 2-бутоксиэтанола было вызвано использованием внутреннего разжижителя (3М раствор серной кислоты) в концентрациях 0,075 и 0,1 об.% соответственно, при 104°С (219°F). Как можно видеть на фиг.3, для этой композиции время разжижения также уменьшается соответственно увеличению концентрации разжижителя.

Пример 3. Этот пример демонстрирует, что концентрацию загустителя в составе можно менять. Исследовалась группа гелей, полученных из 1,43 кг/л NaBr, 8 об.% водного раствора эрукового амидопропилдиметилбетаина и различных концентраций (0-0,2 об.%) внутреннего разжижителя (3М раствор серной кислоты). На фиг.4 показаны характерные реологические кривые для гелей, содержащих разжижитель в концентрациях 0 (как базисная линия), 0,11 и 0,15 об.% соответственно. Снова при увеличении концентрации разжижителя время разжижения соответственно снижается.

Пример 4. Были проведены испытания по осыпанию песка в скважину при 93°С с 0,48 кг пропанта Есоnо 30/50, добавленного на литр состава в градуированный цилиндр объемом 500 мл. Гель, используемый в испытании по осыпанию песка, готовили из 1,43 кг/л рассола NaBr, 8 об.% водного раствора эрукового амидопропилдиметилбетаина, содержащего сернокислотный внутренний разжижитель (3М раствор серной кислоты) в концентрации 0,125 об.%. Время до достижения 20% оседания песка составляло от 50 до 60 минут, что согласуется с результатами опытов на реометре Bohlin. Фиг.5 показывает зависимость скорости сдвига от времени для этих составов.

Пример 5. В этом примере в качестве внутреннего кислотного разжижителя используется D-изоаскорбиновая кислота. На фиг.6 показана вязкость как функция скорости сдвига для VES-системы, содержащей 1,43 кг/л NaBr и 6 об.% водного раствора эрукового амидопропилдиметилбетаина и включающей 0,10 и 0,25 вес.% D-изоаскорбиновой кислоты как внутреннего разжижителя, при 100°С (212°F). На фиг.6 гель, содержащий 0,25 вес.% разжижителя, имеет намного меньшее время разжижения, что говорит о том, что время разжижения можно устанавливать, изменяя концентрацию D- изоаскорбиновой кислоты. Уменьшение вязкости или времени разжижения также наблюдалось, когда в качестве рассола использовалось 2 вес.% КСl.

Пример 6. Этот пример демонстрирует применение внутренних кислотных разжижителей в рассолах, содержащих ионы кальция (Са2+). Составы, упоминаемые в этом разделе, получали с рассолами, которые содержат ионы Са2+. Рассолы включают, без ограничений, CaCl2, СаВr2 и их комбинации. Фиг.7 показывает вязкость как функцию времени для VES-систем, содержащих 1,39 кг/л CaCl2, 6,5 об.% водного раствора эрукового амидопропилдиметилбетаина и 0,2 об.% 2-бутоксиэтанола и включающих внутренний кислотный разжижитель (1,57М раствор азотной кислоты) в концентрациях 0,8, 1,0 и 1,2 об.% соответственно, при 104°С (219°F). При повышении концентрации внутреннего кислотного разжижителя время разжижения соответственно снижалось.

Пример 7. Этот пример демонстрирует, что гелевая формула совместима, как было найдено, с ингибиторами кислотной коррозии. В примере, показанном на фиг.8, один гель был приготовлен из 1,39 кг/л рассола СаСl2, 6,5 об.% водного раствора эрукового амидопропилдиметилбетаина, 0,2 об.% 2-бутоксиэтанола и 1 об.% 1,57М раствора азотной кислоты как внутреннего разжижителя. Другой гель имел тот же состав плюс 0,1 об.% избранного ингибитора кислотной коррозии, в типичной дозировке для этого ингибитора коррозии. Реологические кривые этих двух гелей, исследованных на Fann50 при 104°С (219°F), почти повторяют друг друга на фиг.8, что предполагает, что ингибитор не имеет видимого отрицательного влияния на свойства состава.

Пример 8. Этот пример демонстрирует, что нитраты в комбинации с кислотами могут действовать как внутренние кислотные разжижители для составов, аналогично азотной кислоте. В примере, показанном на фиг.9, гели получали из 1,39 кг/л рассола CaCl2, 6,5 об.% водного раствора эрукового амидопропилдиметилбетаина и 0,2 об.% 2-бутоксиэтанола. Один гель содержал внутренний разжижитель 1, состоящий из 0,52 об.% 3М НСl и 0,13 вес.% NaNO3, а другой гель содержал разжижитель 2, состоящий из 0,83 об.% 3М НСl и 0,21 вес.% NaNO3. Реологические кривые этих двух гелей исследовали на реометре Fann50 при 104°С, что показало, что повышенные дозы разжижителя (разжижитель 2) приводят к уменьшению времени разжижения.

Пример 9. Этот пример демонстрирует использование кислотных внутренних разжижителей в рассолах, содержащих ионы кальция (Са2+). Составы, упоминаемые в этом разделе, получали с рассолами, которые содержат ионы Са2+. Фиг.10 показывает вязкость как функцию времени для VES-систем, содержащих 1,39 кг/л CaCl2, 6,5 об.% водного раствора эрукового амидопропилдиметилбетаина и 0,2 об.% 2-бутоксиэтанола и включающих внутренний кислотный разжижитель (8,33М раствор уксусной кислоты) в концентрации 0,4 об.% при 104°С (219°F).

Пример 10. Этот пример демонстрирует использование кислотных внутренних разжижителей в рассолах, содержащих ионы кальция (Са2+). Составы, упоминаемые в этом разделе, получали с рассолами, которые содержат ионы Са2+. Фиг.11 показывает вязкость как функцию времени для VES-систем, содержащих 1,39 кг/л CaCl2, 6,5 об.% водного раствора эрукового амидопропилдиметилбетаина и 0,2 об.% 2-бутоксиэтанола и включающих внутренний кислотный разжижитель (3М раствор НСl) в концентрации 0,52 об.%, при 104°С (219°F).

Пример 11. Этот пример демонстрирует, что политионаты, включающие дигидрат тетратионата натрия (Na2S4O6·2H2O), может использоваться как латентный внутренний кислотный разжижитель для VES-систем. При разложении тетратионата натрия образуются кислотные фрагменты, когда гель разрушается. Вязкость сходных VES-систем может постепенно уменьшаться во времени, и время разжижения можно хорошо регулировать концентрацией тетратионата при заданной температуре.

Следует понимать, что было показано всего несколько примеров использования испытанных разжижителей с конкретными VES, при конкретных концентрациях, в конкретных рассолах, при конкретных температурах и с или без конкретных ускорителей и замедлителей при конкретных концентрациях. Тот факт, что конкретный разжижитель оказывался подходящим или неподходящим в конкретном случае, не следует считать общим заключением для этого разжижителя. Предполагается, что все разжижители будут подходящими в определенных условиях. Как правило, чтобы определить оптимальные параметры для применения каждого разжижителя в каждом составе в каждых условиях, следует проводить лабораторные испытания.

Настоящее изобретение может быть реализовано в других частных формах, не выходя за его объем или существенные отличительные признаки. Описанные варианты осуществления следует рассматривать во всех отношениях только как иллюстративные, а не ограничительные. Таким образом, объем изобретения указывается приложенной формулой, а не предшествующим описанием. Все изменения, которые относятся к смыслу и диапазону эквивалентности, должны охватываться его рамками. Ссылки во всем настоящем описании на отличительные признаки, преимущества или аналогичные формулировки не предполагают, что все эти отличительные признаки и преимущества, которые могут быть реализованы настоящим изобретением, должны быть или являются единственным вариантом осуществления изобретения. Напротив, формулировки, относящиеся к отличительным признакам и преимуществам, понимаются как означающие, что конкретный признак, преимущество или характеристика, описанные в связи с вариантом осуществления, включены по меньшей мере в один вариант осуществления настоящего изобретения. Таким образом, обсуждение свойств, преимуществ и аналогичных формулировок во всем настоящем описании может, но необязательно, относиться к одному и тому же варианту осуществления. Кроме того, описанные свойства, преимущества и характеристики изобретения могут комбинироваться любым подходящим образом в одном или более вариантах осуществления.

1. Способ обработки подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий а) нагнетание в поры пласта водного геля, содержащего рассол, неполимерный загуститель и внутренний кислотный разжижитель, растворимый в геле, и b) понижение вязкости указанного геля в порах после закачивания, причем указанный гель содержит от 0,005 до 5 вес.% указанного внутреннего кислотного разжижителя.

2. Способ по п.1, в котором указанный водный гель включает дополнительно рассол, содержащий, по существу, только одновалентные ионы, выбранные из группы, состоящей из КВr, NaBr, KCl, CsCl, CsBr, формиата Na, формиата К, формиата Cs и NaCl.

3. Способ по п.1, в котором указанный внутренний кислотный разжижитель выбран из группы, состоящей из серной кислоты, сернистой кислоты, метансульфоновой кислоты и комбинации сульфата и кислоты.

4. Способ по п.1, в котором указанный рассол содержит по меньшей мере один двухвалентный ион, выбранный из группы, состоящей из СаВr2, ZnCl2, ZnBr2 и CaCl2.

5. Способ по п.4, в котором внутренний кислотный разжижитель выбран из группы, состоящей из азотной кислоты и комбинации нитрата и кислоты.

6. Способ по п.4, в котором указанный внутренний кислотный разжижитель выбран из группы, состоящей из NaNO3 в комбинации с кислотой и KNO3 в комбинации с кислотой.

7. Способ по п.1, в котором указанный неполимерный загуститель содержит вязкоупругий ПАВ, выбранный из цвиттер-ионных ПАВ и катионных ПАВ.

8. Способ по п.7, в котором указанный цвиттер-ионный ПАВ включает бетаин.

9. Способ по п.7, в котором указанный вязкоупругий ПАВ включает аминоксидный ПАВ.

10. Способ по п.1, в котором указанный внутренний кислотный разжижитель выбран из группы, состоящей из соляной кислоты, уксусной кислоты, ацетатов с кислотами и фосфорной кислоты.

11. Способ по п.1, в котором указанный гель дополнительно содержит ингибитор коррозии.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам предотвращения выноса песка и снижения водопритока в скважину с низкой пластовой температурой.
Изобретение относится к способам изоляции притока пластовых вод в скважинах нефтеводонасыщенных пластов. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к улучшенному способу глушения нефтяных и газовых скважин при их капитальном ремонте. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции вод в добывающих скважинах и интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов.
Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для снижения выноса песка из нефтяных и газоконденсатных скважин. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений, и может быть использовано для герметизации нарушений целостности эксплуатационной колонны, ликвидации заколонных перетоков и отключения пластов.
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 обработке призабойных зон - ПЗ нагнетательных скважин - НС, загрязненных закачкой сточных вод
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтяном месторождении для обезвреживания и утилизации продуктов кислотной обработки призабойной зоны скважины
Изобретение относится к добыче нефти и газа и направлено на снижение пожарной опасности, токсичности, а также на сохранение продуктивности скважины после ремонта
Изобретение относится к добывающей промышленности и может быть использовано для повышения отдачи залежей, разрабатываемых с использованием заводнения
Изобретение относится к сшивающим композициям и их использованию в нефтедобывающей области
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче нефти и газа из неоднородных обводняющихся пластов на любой стадии разработки газовых и нефтяных месторождений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам повышения продуктивности скважин и ограничения притока пластовых вод для повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов с использованием физико-химических методов воздействия
Наверх