Способы регулирования миграции материалов в форме частиц в подземной формации

Изобретения относятся к способам регулирования материалов в форме частиц, таких как расклинивающий наполнитель и пластовые пески, в части подземной формации. Технический результат - объединение материалов в форме частиц в связанную эластичную массу. Способ обработки части подземной формации при подготовке к операции по гидравлическому разрыву пласта включает доставку жидкости для предварительной набивки в часть подземной формации, включающей неуплотненные материалы в форме частиц, причем жидкость для предварительной набивки содержит низковязкую водную композицию для повышения клейкости, которая сама содержит водное соединение для повышения клейкости и водную жидкость, причем низковязкая водная композиция для повышения клейкости имеет вязкость менее примерно 100 сП; доставку жидкости для гидравлического разрыва пласта в часть подземной формации при давлении, достаточном для создания или расширения в ней, по меньшей мере, одного разрыва; активацию водного соединения для повышения клейкости активатором для того, чтобы связать неуплотненные материалы в форме частиц в пределах части подземной формации. Изобретения развиты в зависимых пунктах. 2 н. и 40 з.п. ф-лы, 1 табл.

 

ПРЕДПОСЫЛКИ

Настоящее изобретение касается способов регулирования миграции материалов в форме частиц, таких как расклинивающий материал и пластовые пески, в пределах части подземной формации посредством использования низковязкой водной композиции для повышения клейкости.

Источники углеводородов часто расположены в подземных зонах, которые содержат неуплотненные материалы в форме частиц, которые могут мигрировать внутри подземной формации с нефтью, газом, водой и/или другими жидкостями, продуцируемыми скважинами. Присутствие материалов в форме частиц, например, пластового песка, в продуцируемых жидкостях является неблагоприятным и нежелательным, так как материалы в форме частиц могут истирать насосное и другое производственное оборудование и снижать возможности производства жидкости продуктивных зон. Неуплотненные подземные зоны включают зоны, которые содержат неуплотненные материалы в форме частиц и материалы, в которых связанные материалы в форме частиц имеют недостаточную силу сцепления, чтобы противостоять силам, генерируемым в процессе добычи при прохождении через зоны.

Один способ регулирования материалов в форме частиц в неуплотненных формациях включает доставку около буровой скважины фильтрационного слоя, содержащего гравий, чтобы поставить физический барьер перемещению неуплотненных мелких частиц продуктивной толщи при производстве углеводородов. Обычно такие так называемые "операции по гравийной набивке" включают накачку и доставку некоторого количества необходимой твердой фазы в неуплотненный пласт в области, прилегающей к буровой скважине. Один общий тип операции по гравийной набивке включает доставку в буровую скважину песочного регулирующего фильтра и укладку между фильтром и буровой скважиной кольца из гравия определенного размера, предназначенного для предотвращения прохождения пластового песка. Песочный регулирующий фильтр обычно представляет собой фильтровальный блок, используемый для удерживания гравия, размещаемого во время операции по гравийной набивке. Доступны фильтры, имеющие размеры и конфигурации в широких диапазонах, соответствующие характеристикам используемого при гравийной набивке песка. Аналогично, доступен гравий, имеющий размер в широком диапазоне, соответствующий характеристикам неуплотненных, слабо связанных материалов в форме частиц в подземной формации. Получаемая в результате структура представляет барьер для миграции песка из пласта, пропуская поток жидкости. При укладке гравийной набивки гравий переносится к кольцу в виде суспензии при смешивании гравия с вязкой транспортной жидкостью. Когда гравий размещается в буровой скважине, вязкость транспортной жидкости снижается и она возвращается к поверхности. Некоторые операции по гравийной набивке обычно известны как операции "высокопроизводительной водной набивки", вязкость транспортной жидкости до некоторой степени снижается и в суспензии еще остается гравий, так как обработка происходит при существенно более высокой скорости. Гравийные набивки, среди прочего, действуют как стабилизаторы пласта, вызывая минимальное ухудшение производительности скважины. Гравий, среди прочего, действует, предотвращая закупорку фильтра материалами в форме частиц или их миграцию с добываемыми жидкостями, и фильтр, среди прочего, действует, предотвращая проникновение гравия в насосно-компрессорные трубы. Такие набивки могут занимать много времени и их доставка может быть дорогой.

Другой способ, применяемый для регулирования материалов в форме частиц в неуплотненных формациях, включает уплотнение неуплотненных подземных продуктивных зон в твердые проницаемые массы с нанесением смоляной композиции на неуплотненные материалы в форме частиц. Другой аналогичный способ включает доставку неводной композиции для повышения клейкости в неуплотненных материалах в форме частиц в попытке снизить миграцию материалов в форме частиц внутри зоны. Тогда как смоляная композиция дает твердую массу, использование неводной композиции для повышения клейкости дает более вязкую укрепленную зону.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение касается способов регулирования миграции материалов в форме частиц, таких как расклинивающий материал и пластовые пески, внутри части подземного пласта посредством использования низковязкой водной композиции для повышения клейкости.

Способ обработки части подземного пласта при подготовке к операции гидравлического разрыва пласта включает доставку жидкости для предварительной набивки в часть подземной формации, содержащей неуплотненные материалы в форме частиц, причем жидкость для предварительной набивки содержит низковязкую водную композицию для повышения клейкости, которая сама включает водное соединение для повышения клейкости и водную жидкость; доставку жидкости для гидравлического разрыва пласта в часть подземной формации при давлении, достаточном для создания или расширения в ней, по меньшей мере, одного разрыва; и активацию водного соединения для повышения клейкости при помощи активатора, для того, чтобы связать неуплотненные материалы в форме частиц в пределах части подземной формации.

Способ связывания неуплотненных материалов в форме частиц в пределах части подземной формации, включающий доставку вспененной низковязкой водной композиции для повышения клейкости в часть подземной формации, содержащую неуплотненные материалы в форме частиц, при этом водная композиция для повышения клейкости содержит водную жидкость, пенообразующий агент и водное соединение для повышения клейкости; и активацию водного соединения для повышения клейкости активатором для того, чтобы связать неуплотненные материалы в форме частиц в пределах части подземной формации.

Другие и дополнительные задачи, отличительные признаки и преимущества настоящего изобретения будут легко видны специалисту в данной области после прочтения описания предпочтительных вариантов, которые приведены далее.

ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ

Настоящее изобретение касается способов регулирования миграции материалов в форме частиц, таких как расклинивающий материал и пластовые пески, в пределах части подземной формации посредством использования низковязкой водной композиции для повышения клейкости.

Согласно настоящему изобретению для регулирования миграции материалов в форме частиц в пределах части подземной формации можно использовать низковязкую водную композицию для повышения клейкости. Подлежащие контролю материалы в форме частиц могут быть доставлены в подземную формацию (как в случае расклинивающего материала и гравия) или могут представлять собой природные материалы данной формации (например, мелкие фракции продуктивной толщи и пески).

Некоторые варианты настоящего изобретения касаются способов обработки частей подземных формаций, включающих доставку вспененной водной композиции для повышения клейкости, содержащей водное соединение для повышения клейкости и пенообразующий агент, в часть подземной формации и активацию водного соединения для повышения клейкости, чтобы сделать его липким. В некоторых таких вариантах доставки вспененной водной композиции для повышения клейкости может предшествовать доставка бурового раствора, который, среди прочего, подготавливает часть подземной формации принять водную композицию для повышения клейкости. Также в некоторых таких вариантах за активацией водного соединения для повышения клейкости может следовать доставка жидкости для последующей промывки, которая, среди прочего, может вымывать остаточное водное соединение для повышения клейкости из промежуточных пространств и пор внутри подземной формации. Как будет подробнее описано ниже, водное соединение для повышения клейкости можно активировать, применяя отдельную стадию активации, или можно активировать, обеспечив контакт с активаторами, уже присутствующими в подземной формации.

Другие варианты настоящего изобретения касаются способов обработки частей подземных формаций, включающих доставку в часть подземной формации жидкости для предварительной набивки и гидравлического разрыва пласта, включающей водную композицию для повышения клейкости, которая сама содержит водное соединение для повышения клейкости; доставку жидкости для гидравлического разрыва пласта в часть подземной формации при давлении, достаточном для создания или расширения в ней, по меньшей мере, одного разрыва; и активацию водного соединения для повышения клейкости. В некоторых таких вариантах жидкость для предварительной набивки может быть вспененной жидкостью. Также в некоторых таких вариантах доставки жидкости для предварительной набивки может предшествовать доставка бурового раствора, что, среди прочего, подготавливает часть подземной формации к приему водного соединения для повышения клейкости. Также, в некоторых таких вариантах за активацией водного соединения для повышения клейкости может следовать доставка жидкости для последующей промывки, которая, среди прочего, может вымывать остаточное водное соединение для повышения клейкости из промежуточных пространств и пор внутри подземной формации. Как будет подробнее описано ниже, водное соединение для повышения клейкости можно активировать посредством применения отдельной стадии активации или можно активировать при наличии активаторов в выбранной жидкости для гидравлического разрыва пласта, или можно активировать, обеспечив контакт с активаторами, уже присутствующими в подземной формации.

Водные композиции для повышения клейкости, пригодные для использования в настоящем изобретении, обычно содержат водную жидкость и одно или более водных соединений для повышения клейкости. Используемая водная жидкость может представлять собой пресную воду, соленую воду (например, воду, содержащую одну или более растворенных в ней солей), насыщенный раствор соли, морскую воду или любую другую водную жидкость, которая не взаимодействует нежелательным образом с другими компонентами, используемыми согласно данному изобретению, или с подземной формацией. Пригодные водные соединения для повышения клейкости представляют собой вещества, которые способны активироваться, становясь клейкими. Используемый в настоящем изобретении термин "клейкий" во всех своих формах обычно обозначает вещество, имеющее такую природу, чтобы оно являлось (или могло быть активировано и стало) до некоторой степени липким на ощупь. Используемый здесь термин "неуплотненные" относится к ситуации, при которой материалы в форме частиц (такие как расклинивающий материал, пластовые пески или мелкие фракции) неплотно связаны вместе, не связаны или так слабо связаны, что способны мигрировать с жидкостями, перемещающимися по части подземной формации. Пригодные водные соединения для повышения клейкости способны образовывать, по меньшей мере, частичное покрытие на таких неуплотненных материалах в форме частиц. Пригодные водные соединения для повышения клейкости могут не быть клейкими в значительной степени при нанесении на материал в форме частиц, но быть способны "активироваться" (то есть дестабилизироваться, сливаться и/или взаимодействовать), трансформируясь в клейкие соединения за желательное время. Такая активация может происходить до, во время или после доставки водного соединения для повышения клейкости в подземную формацию.

Пригодные водные соединения для повышения клейкости обычно представляют собой заряженные полимеры, которые образуют в водном растворителе или растворе неотвердевающее покрытие (сами по себе или с активатором) и при нанесении на материал в форме частиц повышают скорость постоянного критического ресуспендирования материала в форме частиц при контакте с потоком воды (дополнительно описано ниже в примере 1). Водное соединение для повышения клейкости усиливает контакт зерно-к-зерну между индивидуальными материалами в форме частиц внутри формации (будь то расклинивающие материалы в форме частиц, мелкие фракции продуктивной толщи или другие материалы в форме частиц), помогая осуществить объединение материалов в форме частиц в связанную эластичную массу.

Примеры водных соединений для повышения клейкости, пригодных для использования в настоящем изобретении, включают, но не ограничены этим, заряженные полимеры, такие как полимеры акриловой кислоты, полимеры эфиров акриловой кислоты, полимеры производных акриловой кислоты, гомополимеры акриловой кислоты, гомополимеры эфиров акриловой кислоты (например, поли(метилакрилат), поли (бутилакрилат) и поли(2-этилгексилакрилат)), сополимеры эфиров акриловой кислоты, полимеры производных метакриловой кислоты, гомополимеры метакриловой кислоты, гомополимеры эфиров метакриловой кислоты (например, поли(метилметакрилат), поли(бутилметакрилат) и поли(2-этилгексилметакрилат)), полимеры акриламидометилпропансульфоната, полимеры производных акриламидометилпропансульфоната, сополимеры акриламидометилпропансульфоната и сополимеры акриловой кислоты/акриламидометилпропансульфоната и их комбинации.

При том, что существует много потенциальных способов определения, может ли материал быть пригодным водным соединением для повышения клейкости, одним практическим способом выбора подходящего полимера является следующий: поместить подлежащий исследованию полимер в концентрированном виде (а именно, при концентрации примерно 20-50%) и добавить к полимеру активатор (как описано ниже). Если эмпирически видно, что смесь коагулирует с образованием твердой или полутвердой массы, то полимер согласно настоящему изобретению представляет собой пригодное водное соединение для повышения клейкости. Если не видно, что смесь коагулирует с образованием твердой или полутвердой массы, то следует выбрать другой активатор и повторить тест. Специалист в данной области, знающий желательный результат коагуляции, способен выбрать пригодные активаторы. Например, при тестировании полимера на основе акрилата на пригодность в качестве водного соединения для повышения клейкости пригодным активатором является смесь, включающая 50% ацетангидрида и 50% ледяной уксусной кислоты (об./об.). Выбор водных соединений для повышения клейкости может зависеть, среди прочего, от условий нисходящей скважины (например, солености, температуры и/или pH). Связь между этими и другими условиями нисходящей скважины не является одинаковой для всех пригодных водных соединений для повышения клейкости. Например, высокая соленость может ускорять активацию некоторых водных соединений для повышения клейкости и задерживать активацию других. Специалист в данной области способен определить влияние условий конкретной нисходящей скважины на выбранное водное соединение для повышения клейкости. Например, при использовании полиакрилатного полимера высокая соленость и/или предельные значения pH (выше примерно 9 или ниже примерно 5) обычно ускоряют активацию.

В некоторых вариантах водные композиции для повышения клейкости могут дополнительно содержать одно или более ПАВ в дополнение к водной жидкости и водному соединению для повышения клейкости. Такие ПАВ обычно выбирают на основании относительных зарядов подлежащей обработке части подземной формации и заряда выбранного водного соединения для повышения клейкости соединения. Это обусловлено тем фактом, что пригодные водные соединения для повышения клейкости обычно представляют собой заряженные полимеры, они предпочтительно присоединяются к поверхностям, имеющим противоположный заряд. Например, водное соединение для повышения клейкости, имеющее отрицательный заряд, предпочтительно присоединяется к поверхностям, имеющим дзета-потенциал от положительного до нейтрального, и/или гидрофобной поверхности. Также, используя аналогичную химию, положительно заряженные водные соединения для повышения клейкости предпочтительно присоединяются к поверхностям с дзета-потенциалом от отрицательного до нейтрального и/или гидрофильным поверхностям. В конкретных вариантах, где подлежащая обработке поверхность (формации или материала в форме частиц) не является в достаточной степени восприимчивой поверхностью (то есть поверхность, подлежащая обработке, не имеет заряда по существу противоположного заряду выбранного водного соединения для повышения клейкости), можно использовать ПАВ для/в помощь притяжению водного соединения для повышения клейкости к данной поверхности. Например, можно использовать катионные ПАВ для обработки поверхности с отрицательным дзета-потенциалом или использовать анионные ПАВ для обработки поверхности с положительным дзета-потенциалом. Как понятно специалисту в данной области, можно также использовать амфотерные и цвиттерионные ПАВ до тех пор, пока действующие на них в процессе применения условия таковы, что они демонстрируют требуемый заряд. Как будет понятно специалисту в данной области при помощи данного раскрытия, использование ПАВ является необязательным и зависит, по меньшей мере, частично от несоответствия (или отсутствия) зарядов между выбранным водным соединением для повышения клейкости и подлежащей обработке поверхностью.

В некоторых вариантах настоящего изобретения может быть желательно, чтобы водная композиция для повышения клейкости представляла собой "низковязкую водную композицию для повышения клейкости", то есть имела достаточно низкую вязкость, чтобы проникать во внутренние промежуточные пространства и поры в пределах части подземной формации, подлежащей обработке. Обычно перед активацией пригодная водная композиция для повышения клейкости демонстрирует относительно низкую вязкость, делая водные композиции для повышения клейкости хорошо подходящими для этой цели. Некоторые способы по настоящему изобретению требуют, чтобы вязкость низковязкой водной композиции для повышения клейкости была меньше примерно 100 сП. В других вариантах вязкость низковязкой водной композиции для повышения клейкости может быть менее примерно 50 сП. В других вариантах вязкость низковязкой водной композиции для повышения клейкости может быть менее примерно 10 сП. В вариантах, где желательно снизить вязкость выбранной водной композиции для повышения клейкости, можно объединить водное соединение для повышения клейкости с растворителем, можно нагреть или можно вспенить, чтобы достичь такого снижения. Конечно, как будет понятно специалисту в данной области при помощи данного раскрытия, водную композицию для повышения клейкости можно вспенить по причинам, выходящим за рамки непосредственно снижения вязкости.

В вариантах, использующих растворитель, специалист в данной области при помощи данного раскрытия способен определить, сколько нужно растворителя для достижения вязкости, подходящей для подземных условий. Любой растворитель, который совместим с водным соединением для повышения клейкости и обеспечивает эффекты желательной вязкости, пригоден для использования в настоящем изобретении. Растворители, которые можно использовать в настоящем изобретении, предпочтительно включают растворители, имеющие высокие температуры воспламенения (наиболее предпочтительно - выше примерно 125°F (52°С)). Примеры некоторых растворителей, пригодных для использования в настоящем изобретении, включают, но не ограничены этим, воду, бутилглицидиловый эфир, метиловый эфир дипропиленгликоля, кубовый бутиловый спирт, диметиловый эфир дипропиленгликоля, метиловый эфир диэтиленгликоля, бутиловый эфир этиленгликоля, бутиловый эфир диэтиленгликоля, пропиленкарбонат, бутиллактат, диметилсульфоксид, диметилформамид, метиловые эфиры жирных кислот и их комбинации.

В некоторых вариантах водная композиция для повышения клейкости является вспененной жидкостью. Вспененные жидкости представляют собой жидкости, в которых относительно большой объем газа диспергируют в относительно небольшом объеме жидкости, обычно при помощи ПАВ для снижения поверхностного натяжения жидкостей. Наиболее часто используемыми пенообразующими агентами являются азот, диоксид углерода и их комбинации. Такие газообразные пенообразующие агенты обычно являются негорючими, легко доступными и относительно недорогими. Пены из диоксида углерода могут быть предпочтительны на том основании, что их использование дает небольшие потери (или не дает вовсе) гидростатического давления, так как, среди прочего, пена из диоксида углерода имеет плотность, близкую к плотности воды и, следовательно, не спускает давление в той степени, как может пена с меньшей плотностью, например азотная пена. Используемое здесь выражение "вспененная жидкость" обозначает жидкости, которые вспенены непосредственно пенообразующими агентами, и жидкости, которые соединены с пеной. ПАВ часто используют в помощь стабилизации таких пен. В настоящем изобретении можно использовать любые ПАВ, совместимые с водным соединением для повышения клейкости и способные помогать сохранять пену. Такие ПАВ включают, но не ограничены этим, этоксилированные нонилфенолфосфатные сложные эфиры, смеси одного или более катионных ПАВ, одного или более неионных ПАВ и алкилфосфонатные ПАВ. Пригодные смеси одного или более катионных и неионных ПАВ описаны в патенте США № 6311773 (Todd и др.) от 6 ноября 2001, раскрытие которого включено здесь в виде ссылки. C12-C22 алкилфосфонатные ПАВ могут быть предпочтительны. Используемое поверхностно-активное вещество или вещества включают во вспененную жидкость в количестве, достаточном для содействия в сохранении пены. В некоторых вариантах настоящего изобретения вспененная жидкость содержит ПАВ в количестве примерно от 0,1 до 15% от массы водной жидкости. В некоторых вариантах ПАВ, выбранное для стабилизации пены, может также действовать, активируя клейкое водное соединение.

Как упоминается выше, сначала можно активировать неклейкие водные соединения для повышения клейкости, чтобы они стали клейкими. Обычно, пригодный активатор представляет собой органическую кислоту (или ангидрид органической кислоты, который способен гидролизоваться в воде с получением органической кислоты), неорганическую кислоту, неорганическую соль (например, насыщенный раствор соли), заряженное ПАВ, заряженный полимер или их комбинацию. Однако согласно указаниям настоящего изобретения можно использовать в качестве активатора любое вещество, которое способно сделать водное соединение для повышения клейкости нерастворимым в водном растворе. Таким образом, такая активация аналогична коагуляции; например, многие природные каучуковые латексы коагулируют при воздействии уксусной или муравьиной кислоты в процессе производства. Примером активатора, пригодного для использования в настоящем изобретении, является смесь уксусная кислота/уксусный ангидрид. Пригодными могут также быть другие кислоты, соли кислот, ангидриды и их смеси. Примеры некоторых солей, пригодных для использования в качестве активаторов, включают, но не ограничены этим, хлорид натрия, хлорид калия, хлорид кальция и их смеси. В некоторых вариантах настоящего изобретения концентрация солей или других активирующих соединений, присутствующих в самой формации, может быть достаточной для активации водного соединения для повышения клейкости. В таких вариантах может отсутствовать необходимость добавления внешнего активатора. Обычно количество активатора, если таковой присутствует, составляет примерно от 0,1 до 40% мас. водной композиции для повышения клейкости; однако в некоторых случаях, например, в случаях насыщенных растворов солей, активатор может находиться в избытке относительно пропитывающих жидкостей и водного соединения для повышения клейкости.

В некоторых вариантах настоящего изобретения может быть желательна доставка бурового раствора в подлежащую обработке часть подземной формации до доставки водного соединения для повышения клейкости. Буровой раствор действует, удаляя обломки пород из части формации, подлежащей обработке, и подготавливая пластовые пески принять водное соединение для повышения клейкости. Как описано выше, пригодные водные соединения для повышения клейкости обычно представляют собой заряженные полимеры и предпочтительно присоединяются к поверхностям, имеющим противоположный заряд. Таким образом, может быть желательной предварительная промывка части подземной формации, подлежащей обработке, промывочной жидкостью, включающей водную жидкость и заряженное соединение, где заряженное соединение имеет заряд, по существу противоположный заряду выбранного водного соединения для повышения клейкости. В конкретных воплощениях, где подлежащая обработке поверхность не является достаточно восприимчивой поверхностью (то есть подлежащая обработке поверхность не имеет заряда, по существу противоположного заряду выбранного водного соединения для повышения клейкости), промывочная жидкость может действовать, делая поверхность более восприимчивой к водному соединению для повышения клейкости. Например, можно использовать промывочную жидкость, например катионный полимер, для обработки поверхности с отрицательным дзета-потенциалом или обрабатывать поверхность с положительным дзета-потенциалом, используя анионные промывочные жидкости. Как понятно специалисту в данной области, можно также использовать амфотерные и цвиттерионные промывочные жидкости, пока воздействующие на них в процессе применения условия таковы, что они демонстрируют требуемый заряд.

Обычно, пригодные промывочные жидкости содержат водную жидкость и заряженное соединение. Пригодные заряженные соединения обычно аналогичны соединениям, описанным выше как пригодные активаторы. Используемая водная жидкость может быть пресной водой, соленой водой (например, водой, содержащей одну или более растворенных в ней солей), насыщенным раствором соли, морской водой или любой другой водной жидкостью, которая не взаимодействует нежелательным образом с другими компонентами, используемыми в соответствии с этим изобретением, или с подземной формацией. Как будет понятно специалисту в данной области, при помощи данного описания использование бурового раствора является необязательным и зависит, по меньшей мере, частично от несоответствия (или отсутствия) зарядов между выбранным водным соединением для повышения клейкости и поверхностью, подлежащей обработке. Однако обычно промывочные жидкости не содержат достаточного количества заряженного соединения, чтобы сделать клейким водное соединение для повышения клейкости. Например, если одно и то же химическое соединение используют в качестве заряженного соединения в промывочной жидкости и затем в качестве активатора, то промывочная жидкость может компенсировать только примерно от 0,1 до 5% объема от всего количества используемого химического соединения. Специалист в данной области признает, что буровой раствор используют главным образом для подготовки поверхности к принятию водного соединения для повышения клейкости и обычно не используют в количестве, достаточном для существенной активации водного соединения для повышения клейкости. В некоторых вариантах настоящего изобретения промывочная жидкость содержит заряженное соединение в количестве примерно от 0,1 до 15% от массы водной жидкости.

В некоторых вариантах настоящего изобретения может быть желательна доставка жидкости для последующей промывки в подлежащую обработке часть подземной формации после активации водного соединения для повышения клейкости. Применение последующей промывки для восстановления проницаемости обработанной формации является необязательным. В некоторых вариантах может быть желательно доставить низковязкое соединение для повышения клейкости и затем оставить его на месте и стимулировать формацию (посредством гидравлического разрыва пласта, перфорирования или какого-либо аналогичного процесса). В других вариантах жидкость для последующей промывки можно использовать, среди прочего, для удаления растворителя, применяемого для регулирования вязкости водного соединения для повышения клейкости и/или в помощь восстановлению проницаемости формации.

Пригодные жидкости для последующей промывки содержат водную жидкость и необязательно ПАВ. Используемая водная жидкость может быть пресной водой, соленой водой (например, водой, содержащей одну или более растворенных в ней солей), насыщенным раствором соли, морской водой или какой-либо другой водной жидкостью, которая не взаимодействует нежелательным образом с другими компонентами, используемыми согласно данному изобретению, или с подземной формацией. В некоторых вариантах настоящего изобретения может быть желательно добавить ПАВ к жидкости для последующей промывки. ПАВ может действовать, среди прочего, подготавливая материалы в форме частиц формации к приему и адгезии материала для повышения клейкости. В настоящем изобретении можно использовать любое ПАВ, совместимое с низковязким водным соединением для повышения клейкости и способное содействовать жидкости для последующей промывки протекать к контактным точкам между прилегающими материалами в форме частиц в формации. Такие ПАВ включают, но не ограничены этим, этоксилированные нонилфенолфосфатные сложные эфиры, смеси одного или более катионных ПАВ, одного или более неионных ПАВ и алкилфосфонатные ПАВ. Пригодные смеси одного или более катионных и неионных ПАВ описаны в патенте США № 6311773 (Todd и др.) от 6 ноября 2001, раскрытие которого включено здесь в виде ссылки. C12-C22 алкилфосфонатные ПАВ могут быть предпочтительны. В некоторых вариантах настоящего изобретения жидкость для последующей промывки содержит ПАВ в количестве примерно от 0,1 до 15% от массы водной жидкости.

После доставки жидкости для последующей промывки на обработанных материалах в форме частиц остается относительно концентрированная пленка или слой водного соединения для повышения клейкости. Этот слой водного соединения для повышения клейкости действует, среди прочего, пролонгируя производительность скважины при возможно более высоких степенях, регулируя движения подземных материалов в форме частиц и оберегая продуктивные объемы пор и каналы от закупорки. Способность водного соединения для повышения клейкости образовывать тонкий слой на материалах в форме частиц формации позволяет способам настоящего изобретения быть полезными даже в ситуациях, где объемы пор относительно невелики, как после кислотной обработки, или до, или после гидравлического разрыва пласта, набивки при разрыве, гидроразрыва смесью на водной основе и гравийной набивке.

Как упоминается выше, водные соединения для повышения клейкости, пригодные для использования в настоящем изобретении, должны быть активированы для приобретения клейких свойств. В некоторых случаях жидкости, уже присутствующие в подземной формации, могут содержать много активирующих соединений и таким образом не требуется использования дополнительного активатора. В других вариантах может быть желательно доставить активатор в подземную формацию, когда туда доставлено водное соединение для повышения клейкости. В некоторых вариантах, где используют водное соединение для повышения клейкости как часть обработки по предварительной набивке до операции по гидравлическому разрыву пласта, после доставки водного соединения для повышения клейкости можно доставить в формацию жидкость для последующей промывки, включающую активатор, до гидравлического разрыва пласта. В других вариантах, где водное соединение для повышения клейкости используют как часть обработки по предварительной набивке до операции по гидравлическому разрыву пласта, активатор можно добавлять к самой жидкости для гидравлического разрыва пласта для того, чтобы водное соединение для повышения клейкости активировалось, в то время как происходит разрыв пласта. Если водное соединение для повышения клейкости используют не как предварительную набивку для гидравлического разрыва пласта, а как независимую объединяющую жидкость, и если жидкости, уже присутствующие в подземной формации, не содержат достаточно активирующих соединений или требуется дополнительный активатор, то можно включить активатор в жидкость для последующей промывки.

Для содействия лучшему пониманию настоящего изобретения приведены следующие примеры некоторых предпочтительных вариантов. Такие примеры никоим образом не стоит толковать как ограничения области изобретения.

ПРИМЕР 1

Образец песка 20/40 Brady Sand обрабатывают (41,25% концентрата полимерного сложного эфира полиакрилата, 3,75% ПАВ, 30% воды, затем 25% активатора) при концентрации примерно 2% (об./мас.) от общего объема пропитывающей жидкости. Затем этот образец исследуют посредством T-теста, как описано далее. Оценку жидкости или раствора соединения, используемого в качестве соединения для повышения клейкости, можно выполнить при помощи следующего теста: сначала определяют критическую скорость ресуспендирования для материала, после чего наносят покрытие из соединения для повышения клейкости. Один пригодный исследовательский прибор имеет 1/2" стеклянный тройник, который соединен с вводом источника воды, а вывод трубопровода для сброса промысловых вод блокирован для потока жидкости. Водную суспензию материалов в форме частиц всасывают в тройник через вводное отверстие и собирают посредством фильтрации в части тройника перед фильтром. Затем часть тройника заполняется, источник вакуума удаляют и используют пробку для закупорки конца части. Прочищают проток от вводного отверстия к выводному отверстию, соединяют с вводным отверстием волюметрически регулируюмый насос и инициируют регулируемый поток воды. Скорость жидкости через вводное отверстие медленно повышают до тех пор, пока поток воды не поднимет первую частицу материала в форме частиц. Это определяет базисную линию для начальной скорости ресуспендирования. Затем скорость потока еще повышают, пока удаление частиц не станет постоянным. Это определяет базисную линию для скорости постоянного ресуспендирования. После этого исследование можно остановить и пополнить прибор материалом в форме частиц, имеющим покрытие, соответствующее примерно 0,5% мас. активного материала от массы внесенного туда материала в форме частиц. Аналогичные тенденции обычно видны на результатах, если исследуемые концентрации составляют примерно от 0,1 до 3%, однако уровень 0,5%, который входит в предпочтительный диапазон применения, является предпочтительным для стандартизации процедуры. Тест можно повторить для определения начальной точки удаления материала в форме частиц и скорости, при которой удаление становится постоянным. Затем определяют процент повышения (или понижения) скорости на основании начального или постоянного базисных значений.

Эффективно обработанный расклинивающий материал препятствует транспортировке по сравнению с необработанным расклинивающим материалом. Исследуемый образец не демонстрирует признаков движения, даже если поток через исследовательский прибор имеет максимальную скорость 2000 мл/мин. Необработанный образец 20/40 Brady Sand начинает течение при 154 мл/мин; обработанный песок тормозит течение при скоростях жидкости, в 13 раз более высоких, чем необработанный.

ПРИМЕР 2

Используют песок реки Бразос с размером частиц меньше 100 меш для симуляции пластового песка. Этот материал набивают в тефлоновый рукав с раструбом длиной 5 дюймов с внутренним диаметром 1 дюйм. Ниже набивают слой песка «Оттава» 20/40 меш толщиной приблизительно 0,5 дюйма и выше песок реки Бразос. Затем песчаную колонну насыщают 3% раствором соли KCl и промывают этим раствором соли при скорости 5 мл/мин для определения начальной проницаемости песчаной набивки. Затем обрабатывают колонну, содержащую песок реки Бразос, обрабатывающей жидкостью, объем которой составляет 2-кратный объем пор. Пропитывающая жидкость содержит 4% об. 40% раствора полимерного сложного эфира полиакрилата, 0,5% активатора (смеси уксусная кислота/уксусный ангидрид), 0,1% 19N ПАВ (катионного ПАВ, доступного от Halliburton Energy Services, Duncan Oklahoma), 0,1% HY-CLEAN (HC-2) ПАВ (амфотерного ПАВ, доступного от Halliburton Energy Services, Duncan Oklahoma), воду до баланса. Затем используют 3% раствор соли KCl, объем которого равен пятикратному объему пор, для последующего промывания песчаной набивки. Затем обработанную песчаную колонну помещают в печь для отверждения при 175°F (79,44°С) на 20 час.

После периода отверждения через колонну с обработанным песком вводят поток в противоположном направлении, используя 3% раствор соли KCl. Скорость потока поддерживают постоянной при 5 мл/мин для определения сохранившейся проницаемости песчаной набивки по сравнению с начальной проницаемостью. Сохраняется более 95% проницаемости обработанной песчаной набивки и отсутствуют признаки генерируемых мелких частиц в сточных водах, собранных при потоке 5 мл/мин KCl, используемом для установления восстановленной проницаемости. Результаты из этого примера подтверждают, что пропитывающая жидкость способна стабилизировать материал пластового песка, не нанося чрезмерного вреда проницаемости песчаной набивки.

ПРИМЕР 3

В этом примере повторяют аналогичную подготовку образца и методику исследования, как описано в примере 2, за исключением того, что используют другие концентрации обрабатывающей жидкости. Используют песок реки Бразос для симуляции мелких фракций продуктивной толщи. Этот материал набивают в тефлоновый рукав с раструбом длиной 5 дюймов с внутренним диаметром 1 дюйм. Ниже набивают слой песка «Оттава» 20/40 меш толщиной приблизительно 0,5 дюйма и выше песок реки Бразос. Затем песчаную колонну насыщают 3% раствором соли KCl и промывают этим раствором соли при скорости 5 мл/мин для определения начальной проницаемости песчаной набивки. Затем обрабатывают колонну, содержащую песок реки Бразос, обрабатывающей жидкостью, объем которой составляет 2-кратный объем пор. Обрабатывающая жидкость содержит 2% об. 40% раствора полимерного сложного эфира полиакрилата, 0,5% активатора (смеси уксусная кислота/уксусный ангидрид), 0,1% 19N ПАВ (катионного ПАВ, доступного от Halliburton Energy Services, Duncan Oklahoma), 0,1% HY-CLEAN (HC-2) ПАВ (амфотерного ПАВ, доступного от Halliburton Energy Services, Duncan Oklahoma), воду до баланса. Затем используют 3% раствор соли KCl, объем которого равен пятикратному объему пор, для последующего промывания песчаной набивки. Затем обработанную песчаную колонну помещают в печь для отверждения при 175°F (79,44°С) на 20 час.

После периода отверждения через колонну с обработанным песком вводят поток в противоположном направлении, используя 3% раствор соли KCl.

Скорость потока поддерживают постоянной при 5 мл/мин для определения сохранившейся проницаемости песчаной набивки по сравнению с начальной проницаемостью. Сохраняется более 97% проницаемости обработанной песчаной набивки. Также отсутствуют признаки генерируемых мелких частиц в сточных водах, которые собирают при потоке с восстановленной проницаемостью. Результаты из этого примера подтверждают, что обрабатывающая жидкость способна стабилизировать материал пластового песка, не нанося чрезмерного вреда проницаемости песчаной набивки.

ПРИМЕР 4

Песок реки Бразос 70/325 меш используют в качестве симулированного пластового песка. Материал набивают в две латунные кюветы с внутренним диаметром 1,5 дюйма и располагают по типу сэндвича между песчаными набивками из песка 70/170 меш. Песчаную колонну промывают 3% раствором соли KCl, объем которого составляет 3-кратный объем пор, затем пропитывающей жидкостью, объем которой составляет 2-кратный объем пор. Обрабатывающая жидкость содержит 5% об. 40% раствора полимерного сложного эфира полиакрилата, 0,5% активатора (смеси уксусная кислота/уксусный ангидрид), 0,1% 19N ПАВ (катионного ПАВ, доступного от Halliburton Energy Services, Duncan Oklahoma), 0,1% HY-CLEAN (HC-2) ПАВ (амфотерного ПАВ, доступного от Halliburton Energy Services, Duncan Oklahoma), воду до баланса.

Затем одну обработанную колонну помещают в печь при 175°F (79,44°С) на 20 час и одну помещают в печь при 325°F (163°С) на 20 час, симулируя отверждение в нисходящей скважине. По окончании периода отверждения обработанный песок удаляют из кюветы и исследуют текстуру, форму и гибкость. Обработанный песок реки Бразос имеет вид твердой структуры, которая принимает форму кюветы. Посредством физической и визуальной экспертизы определяют, что песок обладает незначительной прочностью взаимодействия, что обычно наблюдают для сцементированной породы, зерна обработанного песка реки Бразос склеены, образуя стабильную структуру.

ПРИМЕР 5

Используют песок реки Бразос 70/325 меш в качестве симулированного пластового песка. Материал набивают в две латунные кюветы с внутренним диаметром 1,5 дюйма и располагают по типу сандвича между песчаными набивками из песка 70/170 меш. Песчаную колонну промывают 3% раствором соли KCl, имеющим объем, равный 3 объемам пор, затем обрабатывающей жидкостью, имеющей объем, равный 2 объемам пор. Обрабатывающая жидкость содержит 5% об. 40% раствора полимерного сложного эфира полиакрилата, 0,5% активатора (смеси уксусная кислота/уксусный ангидрид), 0,1% 19N ПАВ (катионного ПАВ, доступного от Halliburton Energy Services, Duncan Oklahoma), 0,1% HY-CLEAN (HC-2) ПАВ (амфотерного ПАВ, доступного от Halliburton Energy Services, Duncan Oklahoma), воду до баланса.

Затем одну обработанную колонну помещают в печь при 175°F (79,44°С) на 20 час и одну помещают в печь при 325°F (163°С) на 20 час, симулируя отверждение в нисходящей скважине. По окончании периода отверждения обработанный песок удаляют из кюветы и исследуют текстуру, форму и гибкость. Обработанный песок реки Бразос имеет вид твердой структуры, которая принимает форму кюветы. Посредством физической и визуальной экспертизы определяют, что песок обладает незначительной прочностью взаимодействия, что обычно наблюдают для сцементированной породы, зерна обработанного песка реки Бразос склеены вместе, образуя стабильную структуру.

ПРИМЕР 6

Используют мелкие фракции песка реки Бразос, соответствующие размеру сита 200 меш и меньше, для симуляции мелких фракций продуктивной толщи. Для простоты наблюдения материал набивают в прозрачную акриловую проточную кювету с внутренним диаметром 1 дюйм. Ниже и выше этого мелкодисперсного материала продуктивной толщи набивают песок «Оттава» 20/40 меш. Затем песчаную колонну насыщают 3% раствором соли KCl и промывают этим раствором соли, объем которого равен 5 объемам пор, затем пропитывающей жидкостью, объем которой равен 2 объемам пор. Обрабатывающая жидкость содержит 2% об. 40% раствора полимерного сложного эфира полиакрилата, 0,5% активатора (смеси уксусная кислота/уксусный ангидрид), 0,1% 19N ПАВ (катионного ПАВ, доступного от Halliburton Energy Services, Duncan Oklahoma), 0,1% HY-CLEAN (HC-2) ПАВ (амфотерного ПАВ, доступного от Halliburton Energy Services, Duncan Oklahoma), воду до баланса.

Далее обработанную песчаную колонну помещают в печь для отверждения при 140°F (60°С) на 20 час. По окончании периода отверждения через обработанную песчаную колонну вводят в противоположном направлении поток 3% раствора соли KCl, затем вводят через песчаную колонну обрабатывающую жидкость. Скорость потока сначала составляет 10 мл/мин и пошагово повышается до 80 мл/мин. Сточные воды собирают в помощь подтверждению того, что наблюдают визуально в кювете в потоке. Все результаты показывают, что обработанная колонна способна по существу полностью регулировать миграцию мелких частиц при всех скоростях потоков по сравнению с контролем.

Для сравнения готовят идентичную песчаную колонну, но не добавляют пропитывающую жидкость ни при какой концентрации. Наблюдают, что как только вводят поток 3% раствора соли KCl через обработанную песчаную колонну, мелкие частицы материала в форме частиц немедленно начинают мигрировать в песчаную набивку и выносятся как часть сточных вод, даже при скорости потока ниже 10 мл/мин.

ПРИМЕР 7

Один способ определения, является ли полимер пригодным для использования в качестве водного соединения для повышения клейкости: готовят смесь, состоящую из 50% уксусного ангидрида и 50% ледяной уксусной кислоты (об./об.). Помещают 10 мл исследуемого полимера в стеклянную бутыль на 60 мл. Затем добавляют 40 мл деионизированной воды и вращают вручную, перемешивая. Далее добавляют 15 мл смеси уксусная кислота/уксусный ангидрид (или другого активатора). Энергично встряхивают бутыль в течение 30 сек. Пригодный полимер образует твердую или полутвердую массу. Повторяют отсев с другими известными активаторами, такими как смесь уксусная кислота/уксусный ангидрид, другие кислоты, соли кислот, ангидриды, заряженные полимеры, заряженные ПАВ, хлорид натрия, хлорид калия, хлорид кальция и их смеси.

ПРИМЕР 8

Обработки проводят на месторождении метана в угольном пласте, демонстрирующем относительно низкую индивидуальную производительность скважины. Предполагают, что производительность скважины, по меньшей мере, частично ухудшают мелкие частицы угля, блокирующие поступление газа в буровую скважину. На местах скважин заранее производят гидравлические разрывы в многочисленных угольных пластах. Две скважины обрабатывают раствором, содержащим уксусный ангидрид, ледяную уксусную кислоту, водное соединение для повышения клейкости - полимерный сложный эфир полиакрилат, фермент и окислитель в воде.

Производительность первой скважины составляет примерно от 43 MCFD (тысячи кубических футов в день) метана до обработки и примерно до 75 MCFD после обработки. Аналогично, производительность второй скважины составляет примерно от 80 MCFD метана до обработки и примерно до 105 MCFD после обработки. Кроме того, наблюдения за этими обработанными скважинами показывают, что добываемая вода не содержит мелких компонентов по сравнению с состоянием до обработки, поддерживая таким образом гипотезу, что достигается эффективная стабилизация частиц формации.

ПРИМЕР 9

Из сухой угольной породы при помощи ступки и пестика получают 50 мл суспензии размолотых угольных частиц (Subitmunious A), помещают в бутыль, содержащую пресную воду, и перемешивают. Затем суспензию уголь/вода обрабатывают 10 мл раствора, включающего уксусный ангидрид, ледяную уксусную кислоту, воду и водное соединение для повышения клейкости - полимерный сложный эфир полиакрилат. После обработки наблюдают начальную флокуляцию угольных частиц примерно в течение периода 12 час, после чего наблюдают угольные частицы в виде агломерированной массы, которая способна разрушаться и реформироваться после перемешивания. Водная фаза осветляется, и в растворе не остается видимых мелких частиц. Этот пример визуально иллюстрирует описанный способ стабилизации и удаления из водного раствора мелких угольных частиц.

ПРИМЕР 10

Твердый образец угля площадью приблизительно 2 см помещают в бутыль на 60 мл, содержащую воду. Бутыль помещают в прибор для обработки ультразвуком на 10 мин. В результате, с поверхности большого куска отщепляется видимое количество угольных частиц. В другой бутыли по существу идентичный образец угля обрабатывают раствором, включающим уксусный ангидрид, ледяную уксусную кислоту, воду и водное соединение для повышения клейкости - полимерный сложный эфир полиакрила, и затем помещают в воду и далее в прибор для обработки ультразвуком на 10 мин. Визуальное наблюдение образца обработанного угля показывает почти полное отсутствие мелких угольных частиц, отслаивающихся от поверхности угля, который был обработан.

ПРИМЕР 11

Проводят обработку на слабо взаимодействующей производящей газ обломочной породе, демонстрирующей низкую производительность скважины. Предполагается, что производительность скважины, по меньшей мере, частично ухудшает мелкие частицы, блокирующие поступление газа в буровую скважину. На местах скважин заранее производят гидравлические разрывы. Скважину обрабатывают водной композицией для повышения клейкости, включающей полиакрилатный сложный эфир, смесь уксусного ангидрида/уксусной кислоты, четвертичное аммониевое ПАВ, амфотерное ПАВ, фермент и окислитель в воде. Производительность скважины составляет от 30 MCFD до 200 MCFD, демонстрируя, что проблема мелких частиц по существу решена.

ПРИМЕР 12

Образец мелких частиц активированного угля массой 1 г обрабатывают 100 мл катионной жидкости для повышения клейкости (2% концентрата катионного полиакриламидного полимера, 1% AQF-2 ПАВ (анионного ПАВ, доступного от Halliburton Energy Services, Duncan Oklahoma), 93% воды, затем 4% активатора уксусный ангидрид/уксусная кислота). Мелкие частицы соединяются в клейкую массу за 5 мин.

ПРИМЕР 13

Образец мелких частиц активированного угля массой 1 г обрабатывают 100 мл катионной жидкости для повышения клейкости (2% катионного полиакриламидного полимерного концентрата, 1% AQF-2 ПАВ (анионного ПАВ, доступного от Halliburton Energy Services, Duncan Oklahoma), 1% HY-CLEAN (HC-2) ПАВ (амфотерного ПАВ, доступного от Halliburton Energy Services, Duncan Oklahoma), 92% воды, затем 4% активатора уксусный ангидрид/уксусная кислота). Мелкие частицы соединяются в клейкую массу за 5 мин.

ПРИМЕР 14

Используют мелкие фракции песка реки Бразос размером 200 меш и меньше для симуляции мелких фракций продуктивной толщи. 7 г материала этих мелких фракций продуктивной толщи смешивают с 10 г песка «Оттава» 20/40 меш. Для простоты наблюдения смесь набивают в прозрачную акриловую проточную кювету с внутренним диаметром 1 дюйм. Ниже этого материала мелких фракций продуктивной толщи набивают песок «Оттава» 40/60 меш и выше набивают Brady Sand 12/20 меш. Далее насыщают песчаную колонну 3% раствором соли KCl и затем промывают пропитывающей жидкостью, объем которой составляет 4 объема пор. Пропитывающая жидкость содержит 1% об. 40% раствора полимерного сложного эфира полиакрилата, 5% активатора (смеси уксусного ангидрида/уксусной кислоты), 0,2% 19N ПАВ (катионного ПАВ, доступного от Halliburton Energy Services, Duncan Oklahoma), 0,1% HY-CLEAN (HC-2) ПАВ (амфотерного ПАВ, доступного от Halliburton Energy Services, Duncan Oklahoma) и воду до баланса. Затем обработанную песчаную колонну помещают в печь для отверждения при 175°F (79,44°С) на 2 часа. По завершении периода отверждения через обработанную песчаную колонну вводят поток 3% раствора соли KCl в направлении, противоположном направлению потока во время обработки. Скорость потока сначала составляет 20 мл/мин и пошагово повышается до 100 мл/мин. Сточные воды собирают для анализа общего количества суспендированных твердых веществ в помощь определению, эффективно ли контролируются мелкие частицы посредством обработки водным соединением для повышения клейкости.

В помощь определению влияния времени отверждения при температуре проводят аналогичные исследования; однако время отверждения повышают до 4 час и 16 час (таблица 1). Для сравнения с контрольным образцом готовят идентичную песчаную колонну, но пропитывающая жидкость не применяется и отсутствует стадия отверждения. Наблюдают, что в контрольной песчаной набивке, как только вводят поток, мелкие частицы материала в форме частиц немедленно начинают мигрировать в песчаную набивку и выходят как часть сточных вод. Сточные воды собирают для исследования общего количества суспендированных твердых веществ (таблица 1).

Все результаты показывают, что обработка водным соединением для повышения клейкости способна регулировать миграцию мелких частиц при времени отверждения более 2 часов, и все обработанные колонны демонстрируют значительное улучшение регулирования мелких частиц по сравнению с контролем (то есть необработанной колонной) (таблица 1).

Таблица 1
Общее кол-во суспендир. тв. веществ (мг/л)
Скорость потока (мл/мин) Контроль Отвержд.
2 часа
Отвержд.
4 часа
Отвержд.
16 часов
20 69,4 38,1 85,6 3,1
40 139,4 20,8 10,2 14,1
80 1320 245,9 78,4 61,6
100 868,2 114,4 39,0 35,7

Таким образом, настоящее изобретение хорошо подходит для реализации указанных целей и достижения результатов и преимуществ, а также их неотъемлемых характеристик. При том, что специалисты в данной области могут производить многочисленные изменения, такие изменения соответствуют духу и области данного изобретения, которая определяется приложенной формулой изобретения.

1. Способ обработки части подземной формации при подготовке к операции по гидравлическому разрыву пласта, включающий:
доставку жидкости для предварительной набивки в часть подземной формации, включающей неуплотненные материалы в форме частиц, причем жидкость для предварительной набивки содержит низковязкую водную композицию для повышения клейкости, которая сама содержит водное соединение для повышения клейкости и водную жидкость, причем низковязкая водная композиция для повышения клейкости имеет вязкость менее примерно 100 сП;
доставку жидкости для гидравлического разрыва пласта в часть подземной формации при давлении, достаточном для создания или расширения в ней, по меньшей мере, одного разрыва; и
активацию водного соединения для повышения клейкости активатором для того, чтобы связать неуплотненные материалы в форме частиц в пределах части подземной формации.

2. Способ по п.1, в котором низковязкая водная композиция для повышения клейкости представляет собой вспененную жидкость, включающую водное соединение для повышения клейкости, водную жидкость и пенообразующий агент.

3. Способ по п.2, в котором пенообразующий агент содержит, по меньшей мере, одно из следующих веществ: азот или диоксид углерода.

4. Способ по п.2, в котором низковязкая водная композиция для повышения клейкости дополнительно содержит поверхностно-активное вещество ПАВ.

5. Способ по п.4, в котором ПАВ включает, по меньшей мере, одно из следующих веществ: сложный эфир фосфат этоксилированного нонилфенола, катионное ПАВ, неионное ПАВ или алкилфосфонатное ПАВ.

6. Способ по п.4, в котором ПАВ присутствует в низковязкой водной композиции для повышения клейкости в количестве примерно от 0,1 до 15% от массы водной жидкости.

7. Способ по п.1, в котором низковязкая водная композиция для повышения клейкости имеет вязкость менее примерно 50 сП.

8. Способ по п.1, в котором низковязкая водная композиция для повышения клейкости имеет вязкость менее примерно 10 сП.

9. Способ по п.1, в котором низковязкая водная композиция для повышения клейкости дополнительно содержит растворитель.

10. Способ по п.9, в котором растворитель содержит, по меньшей мере, одно из следующих веществ: воду, бутилглицидиловый эфир, метиловый эфир дипропиленгликоля, кубовый бутиловый спирт, диметиловый эфир дипропиленгликоля, метиловый эфир диэтиленгликоля, бутиловый эфир этиленгликоля, бутиловый эфир диэтиленгликоля, пропиленкарбонат, бутиллактат, диметилсульфоксид, диметилформамид или метиловый эфир жирной кислоты.

11. Способ по п.1, дополнительно включающий до доставки низковязкой водной композиции для повышения клейкости стадию доставки промывочной жидкости в часть подземной формации, включающую неуплотненные материалы в форме частиц.

12. Способ по п.11, в котором промывочная жидкость содержит водную жидкость и заряженное соединение.

13. Способ по п.12, в котором заряженное соединение включает, по меньшей мере, одно из следующих веществ: органическую кислоту, ангидрид органической кислоты, неорганическую кислоту, неорганическую соль, заряженное ПАВ или заряженный полимер.

14. Способ по п.12, в котором заряженное соединение присутствует в промывочной жидкости в количестве примерно от 0,1 до 15% от массы водной жидкости.

15. Способ по п.1, в котором водное соединение для повышения клейкости активируют, используя активатор, и где активатор включает, по меньшей мере, одно из следующих веществ: органическую кислоту, ангидрид органической кислоты, неорганическую кислоту, неорганическую соль, заряженное ПАВ или заряженный полимер.

16. Способ по п.1, в котором активатор включает смесь уксусная кислота/уксусный ангидрид.

17. Способ по п.1, в котором водное соединение для повышения клейкости включает, по меньшей мере, одно из следующих веществ: полимер акриловой кислоты, полимер эфира акриловой кислоты, полимер производного акриловой кислоты, гомополимер акриловой кислоты, гомополимер эфира акриловой кислоты, сополимер эфира акриловой кислоты, полимер производного метакриловой кислоты, гомополимер метакриловой кислоты, гомополимер эфира метакриловой кислоты, полимер акриламидометилпропансульфоната, полимер производного акриламидометилпропансульфоната, сополимер акриламидометилпропансульфоната, сополимер акриловой кислоты/акриламидометилпропансульфоната или их сополимеры.

18. Способ по п.1, в котором водное соединение для повышения клейкости активируют перед стадией доставки жидкости для гидравлического разрыва пласта в часть подземной формации.

19. Способ по п.18, в котором до стадии доставки жидкости для гидравлического разрыва пласта в часть подземной формации и после стадии активации водного соединения для повышения клейкости выполняют следующую стадию: доставку жидкости для последующей промывки в часть подземной формации.

20. Способ по п.19, в котором жидкость для последующей промывки включает водную жидкость или комбинацию водной жидкости и ПАВ.

21. Способ по п.20, в котором ПАВ в жидкости для последующей промывки включает, по меньшей мере, одно из следующих веществ: сложный эфир фосфат этоксилированного нонилфенола, катионное ПАВ, неионное ПАВ или алкилфосфонатное ПАВ.

22. Способ по п.20, в котором ПАВ присутствует в жидкости для последующей промывки в количестве примерно от 0,1 до 15% от массы водной жидкости.

23. Способ связывания неуплотненных материалов в форме частиц в пределах части подземной формации, включающий:
доставку вспененной низковязкой водной композиции для повышения клейкости в часть подземной формации, включающую неуплотненные материалы в форме частиц, где водная композиция для повышения клейкости содержит водную жидкость, пенообразующий агент и водное соединение для повышения клейкости, причем низковязкая водная композиция для повышения клейкости имеет вязкость менее примерно 100 сП; и
активацию водного соединения для повышения клейкости активатором для того, чтобы связать неуплотненные материалы в форме частиц в пределах части подземной формации.

24. Способ по п.23, в котором пенообразующий агент включает, по меньшей мере, одно из следующих веществ: азот или диоксид углерода.

25. Способ по п.23, в котором низковязкая водная композиция для повышения клейкости дополнительно содержит ПАВ.

26. Способ по п.25, в котором ПАВ включает, по меньшей мере, одно из следующих веществ: сложный эфир фосфат этоксилированного нонилфенола, катионное ПАВ, неионное ПАВ или алкилфосфонатное ПАВ.

27. Способ по п.25, в котором ПАВ присутствует в низковязкой водной композиции для повышения клейкости в количестве примерно от 0,1 до 15% от массы водной жидкости.

28. Способ по п.23, в котором низковязкая водная композиция для повышения клейкости имеет вязкость менее примерно 50 сП.

29. Способ по п.23, в котором низковязкая водная композиция для повышения клейкости имеет вязкость менее примерно 10 сП.

30. Способ по п.23, в котором низковязкая водная композиция для повышения клейкости дополнительно содержит растворитель.

31. Способ по п.30, в котором растворитель включает, по меньшей мере, одно из следующих веществ: воду, бутилглицидиловый эфир, метиловый эфир дипропиленгликоля, кубовый бутиловый спирт, диметиловый эфир дипропиленгликоля, метиловый эфир диэтиленгликоля, бутиловый эфир этиленгликоля, бутиловый эфир диэтиленгликоля, пропиленкарбонат, бутиллактат, диметилсульфоксид, диметилформамид или метиловый эфир жирной кислоты.

32. Способ по п.23, дополнительно включающий до доставки низковязкой водной композиции для повышения клейкости стадию доставки промывочной жидкости в часть подземной формации, включающую неуплотненные материалы в форме частиц.

33. Способ по п.32, в котором промывочная жидкость включает водную жидкость и заряженное соединение.

34. Способ по п.33, в котором заряженное соединение включает, по меньшей мере, одно из следующих веществ: органическую кислоту, ангидрид органической кислоты, неорганическую кислоту, неорганическую соль, заряженное ПАВ или заряженный полимер.

35. Способ по п.33, в котором заряженное соединение присутствует в промывочной жидкости в количестве примерно от 0,1 до 15% от массы водной жидкости.

36. Способ по п.23, в котором активатор включает, по меньшей мере, одно из следующих веществ: органическую кислоту, ангидрид органической кислоты, неорганическую кислоту, неорганическую соль, заряженное ПАВ или заряженный полимер.

37. Способ по п.23, в котором активатор включает смесь: уксусная кислота/уксусный ангидрид.

38. Способ по п.23, в котором водное соединение для повышения клейкости включает, по меньшей мере, одно из следующих веществ: полимер акриловой кислоты, полимер эфира акриловой кислоты, полимер производного акриловой кислоты, гомополимер акриловой кислоты, гомополимер эфира акриловой кислоты, сополимер эфира акриловой кислоты, полимер производного метакриловой кислоты, гомополимер метакриловой кислоты, гомополимер эфира метакриловой кислоты, полимер акриламидометилпропансульфоната, полимер производного акриламидометилпропансульфоната, сополимер акриламидометилпропансульфоната, сополимер акриловой кислоты/акриламидометилпропансульфоната или их сополимеры.

39. Способ по п.23, дополнительно включающий после активации водного соединения для повышения клейкости стадию доставки жидкости для последующей промывки в часть подземной формации.

40. Способ по п.39, в котором жидкость для последующей промывки содержит водную жидкость или комбинацию водной жидкости и ПАВ.

41. Способ по п.40, в котором ПАВ жидкость для последующей промывки включает, по меньшей мере, одно из следующих веществ: сложный эфир фосфат этоксилированного нонилфенола, катионное ПАВ, неионное ПАВ или алкилфосфонатное ПАВ.

42. Способ по п.40, в котором ПАВ присутствует в жидкости для последующей промывки в количестве примерно от 0,1 до 15% от массы водной жидкости.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технологиям, используемым для обработки углеводородсодержащих пластов, для увеличения добычи нефти и газа. .

Изобретение относится к размещению твердой фазы в скважине или трещине. .
Изобретение относится к сшивающим композициям и их использованию в нефтедобывающей области. .

Изобретение относится к сферическим керамическим элементам, таким как расклинивающие агенты, для поддержания проницаемости в подземных формациях, чтобы облегчить добычу из них нефти и газа.

Изобретение относится к области извлечения углеводородов из подземного пласта, а более конкретно - к удалению жидкостей для обработки на водной основе, содержащих вязкоупругие поверхностно-активные вещества ВУПАВ, используемых во время операций извлечения углеводородов.
Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для повышения дебитов добычных скважин и приемистости нагнетательных скважин способом ГРП в коллекторах, сложенных рыхлыми несцементированными породами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а в частности к пороховым генераторам давления для интенсификации нефтегазодобычи, применяемым в комплексной обработке скважин совместно с импульсными устройствами.

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.
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 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 сшивающим композициям и их использованию в нефтедобывающей области. .
Изобретение относится к добывающей промышленности и может быть использовано для повышения отдачи залежей, разрабатываемых с использованием заводнения. .
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 нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтяном месторождении для обезвреживания и утилизации продуктов кислотной обработки призабойной зоны скважины.
Изобретение относится к обработке призабойных зон - ПЗ нагнетательных скважин - НС, загрязненных закачкой сточных вод. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при водоизоляционных работах в скважине. .

Способы регулирования миграции материалов в форме частиц в подземной формации

Наверх