Отклоняющая жидкость



Отклоняющая жидкость
Отклоняющая жидкость
Отклоняющая жидкость

 


Владельцы патента RU 2433157:

ФЭЙРМАУНТ МИНЕРАЛЗ, ЛТД. (US)

Изобретение относится к способам обработки подземного пласта. Технический результат - интенсификация притока в один или множество интервалов в подземных буровых скважинах в результате отклонения потока рабочих жидкостей для обработки буровой скважины в конкретном направлении. Отклоняющая жидкость для временной закупорки верхней и нижней частей обрабатываемого интервала в подземной формации путем подачи отклоняющей жидкости в отверстия, определяемые буровой скважиной, находящиеся в гидравлическом соединении с обрабатываемым интервалом, причем отклоняющая жидкость включает водную несущую жидкость, по существу состоящую из воды, в которой диспергированы частицы первого отклоняющего агента и частицы второго отклоняющего агента, где частицы каждого из первого и второго отклоняющих агентов включают частицы субстрата расклинивающего наполнителя, имеющие водорастворимое полимерное покрытие, причем частицы первого отклоняющего агента имеют плотность, большую, чем плотность водной несущей жидкости, тогда как частицы второго отклоняющего агента имеют плотность, меньшую, чем плотность водной несущей жидкости, где водорастворимые полимеры каждого из первого и второго отклоняющих агентов независимо выбирают из группы, состоящей из коллагена типа I, коллагена типа II, коллагена типа III, коллагена типа IV, коллагена типа V и их смесей. Способ подготовки обрабатываемого интервала в подземном пласте для гидравлического разрыва пласта для повышения интенсификации притока из обрабатываемого интервала путем гидравлического разрыва включает закачивание указанной выше отклоняющей жидкости в обрабатываемый интервал, что приводит к тому, что частицы первого отклоняющего агента оседают в нижнюю часть обрабатываемого интервала, формируя временную нижнюю границу, по существу закупоривающую нижнюю часть обрабатываемого интервала по отношению к потоку жидкости через эту нижнюю границу, а частицы второго отклоняющего агента поднимаются в верхнюю часть обрабатываемого интервала, формируя временную верхнюю границу, по существу закупоривающую верхнюю часть обрабатываемого интервала по отношению к потоку жидкости через эту верхнюю границу. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Настоящая заявка заявляет преимущества приоритета предварительной заявки Соединенных Штатов SN 60/646231, поданной 21 января 2005 года, содержание которой во всей своей полноте включается в настоящий документ для справки.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение предлагает способы и композиции, предназначенные для обработки подземных буровых скважин, а, говоря более конкретно, предлагает способы и композиции, предназначенные для интенсификации притока в множество интервалов в подземных буровых скважинах. В частности, данное изобретение предлагает способы и композиции, предназначенные для отклонения потока рабочих жидкостей для обработки буровой скважины в множество интервалов в результате ввода материалов расклинивающего наполнителя с покрытием из водорастворимого полимера, например коллагена, поливинилацетата/поливинилового спирта, полиалкилоксидов, поли(молочной кислоты), полимерного силиката элементов группы I или II периодической таблицы элементов (щелочного металла или щелочноземельного металла) или их комбинаций с материалами, которые медленно растворяются в воде, предназначенных для использования при изменении направления течения рабочих жидкостей для интенсификации притока, подаваемых из колонны насосно-компрессорных труб в подземную среду.

ОПИСАНИЕ УРОВНЯ ТЕХНИКИ

Обработки буровой скважины, такие как кислотная обработка и обработка для гидравлического разрыва пласта, проводимые для подземных пластов, обычно используют для улучшения или интенсификации добычи углеводородов. Во многих случаях подземный пласт может включать два или более интервалов, характеризующихся различными проницаемостью и/или приемистостью. Некоторые интервалы могут демонстрировать относительно низкую приемистость или способность принимать нагнетаемые рабочие жидкости вследствие относительно низкой проницаемости, высокого напряжения на месте проведения работ и/или нарушения эксплуатационных характеристик пласта. Такие интервалы могут быть закончены в результате проведения подготовки в обсаженном стволе буровой скважине и/или могут представлять собой законченные необсаженные буровые скважины. В некоторых случаях такие пластовые интервалы могут присутствовать в секции с большим наклоном ствола или в горизонтальной секции ствола буровой скважины, например в боковой секции необсаженной буровой скважины. В любом случае при обработке нескольких интервалов, характеризующихся различной приемистостью, зачастую имеет место ситуация, когда основная часть, если не все количество вводимой рабочей жидкости для обработки буровой скважины, будет вытесняться в один или только в несколько интервалов, характеризующихся наивысшей приемистостью. Даже в случае наличия только одного интервала, подлежащего обработке, тенденция к росту трещины может либо усиливаться, либо ослабляться. Это зависит от напряжения в пласте на месте проведения работ и от различий в проницаемости в прослойке пласта. Ниже сформированной трещины может располагаться водная зона. Если сформированная трещина пройдет в данную зону, скважина может быть погублена вследствие наличия избытка воды и прекращения подачи компонентов нефти из продуктивного интервала. Выше сформированной зоны разрыва может существовать газовая шапка, что может повредить добыче из буровой скважины вследствие проскальзывания газа в сопоставлении с компонентами жидкой нефти из буровой скважины.

В стремлении добиться достижения более равномерного распределения вытесняемых рабочих жидкостей для обработки буровой скважины по каждому из множества интервалов, подлежащих обработке, были разработаны способы и материалы, предназначенные для отклонения потока рабочих жидкостей для обработки в интервалы с пониженными проницаемостью и/или приемистостью. Однако обычно используемые методики отклонения могут быть дорогостоящими и/или могут приводить только к ограниченному успеху. В данном отношении обычно сложными и дорогостоящими являются методики механического отклонения. Кроме того, способы механического отклонения обычно ограничены средами обсаженных буровых скважин и зависят от надлежащего разобщения пластов при помощи цемента и инструмента при достижении отклонения.

Таким образом, в течение многих лет проблемой при интенсификации притока в буровую скважину являлась эффективная и одновременная обработка нескольких комплектов перфораций в пределах протяженного вертикального сечения. Для обработки нескольких зон с широким диапазоном эффективности использовали множество способов обработки для отклонения, таких как с использованием маслорастворимого кальциевого мыла, серной кислоты и продукта «Fixafrac» от компании Dowell (смесь извести, керосина, мыла, включающего сортированный хлорид кальция, и гелеобразователя) и продукта FLAX-2™ от компании Dowell, как это описывается автором Harrison в его исчерпывающем обзоре Journal of Petroleum Technology, pp. 593-598 (1972). В попытках обеспечения закупорки отверстий в пласте и отклонения потока рабочих жидкостей для обработки в другие зоны пласта использовали широкий ассортимент отклоняющих агентов на химической основе. Например, в качестве отклоняющих агентов использовали гранулы воска. Однако гранулы воска характеризуются ограниченными температурами плавления - в диапазоне от приблизительно 138°F до приблизительно 192°F, что делает их бесполезными тогда, когда температура пласта превышает их температуру плавления.

Как было описано, подходящими для использования в качестве эффективных отклоняющих агентов также являются и частицы нафталина (нафталиновые шарики) и хлорида натрия. Частицы нафталина легко растворяются в масле, но плавятся приблизительно при 180°F, что таким образом ограничивает их использование сферами применения для более низкотемпературных пластов. Хлорид натрия, характеризуясь температурой плавления, равной приблизительно 1470°F и являясь подходящим для использования при высоких температурах, требует чистки буровой скважины водой или разбавленной кислотой после проведения обработки пласта для того, чтобы полностью удалить частицы хлорида натрия. Кроме того, хлорид натрия не может быть использован вместе с фтористо-водородной кислотой для обработки подземных буровых скважин вследствие образования нерастворимых осадков, которые проблематичным образом могут забивать буровую скважину.

В альтернативном варианте при проведении одновременной обработки нескольких интервалов, характеризующихся различной приемистостью, использовали такие отклоняющие агенты, как полимеры, суспендированные твердые материалы и/или пеноматериал. Такие отклоняющие агенты обычно закачивают в подземный пласт перед рабочей жидкостью для обработки буровой скважины для того, чтобы закупорить интервалы с повышенной проницаемостью и отклонить поток рабочей жидкости для обработки буровой скважины в интервалы с пониженной проницаемостью. Однако действие по избирательному отклонению в случае таких отклоняющих агентов зачастую трудно предсказать и отследить, и при отклонении потока рабочей жидкости для обработки во все желательные интервалы оно может и не привести к успеху. Данные проблемы могут быть дополнительно усугублены при заканчиваниях необсаженных буровых скважин, в особенности в случае заканчиваний при большом наклоне ствола, характеризующихся наличием больших областей пласта, вскрытых для буровой скважины. Присутствие естественных трещин также может сделать отклонение более трудной.

В течение многих лет было предпринято несколько попыток по решению проблем, связанных с областями в буровой скважине, характеризующимися различной проницаемостью. В патенте США № 2803306 автора Hower предлагают способ увеличения проницаемости подземного пласта, выключающего несколько зон, характеризующихся различной проницаемостью. Описанные стадии включали ввод в ствол буровой скважины рабочей жидкости для обработки, содержащей хлористо-водородную кислоту, которая включает диспергированные в ней маслорастворимые частицы, при этом материал выбирают из гильсонита, нафталина, пара-дихлорбензола, антрацена и β-нафтола. После обработки частицы обеспечивают получение частичной закупорки более проницаемых зон подземного пласта, делая возможным поступление рабочей жидкости для обработки в менее проницаемые зоны.

В патенте США №3797575, переуступленном компании Halliburton, описывают добавки, формирующие избирательную закупорку пласта и образованные относительно водонерастворимым твердым материалом, растворенным в растворителе, таком как метанол или изопропанол. При объединении добавки с водной рабочей жидкостью для обработки твердый материал, растворенный в добавке, осаждается в водной рабочей жидкости для обработки с образованием в конечном счете измельченной формы, которая после этого выступает в роли отклоняющего агента. В патенте США №3724549, также переуступленном компании Halliburton, описывают материал отклоняющего агента, предназначенный для отклонения потока водных рабочих жидкостей для обработки в последовательно все менее проницаемые подземные пласты. Материал образован несущей жидкостью и сортированными частицами циклических или линейных углеводородных смол, содержащих от приблизительно 20 до приблизительно 1400 атомов углерода и характеризующихся температурой плавления, равной приблизительно 200°F. Данный материал описывается как в основном нерастворимый в воде и кислоте, но растворимый в масле, так что смола может быть удалена добываемой нефтью после завершения операции обработки нефтью.

Использование полимеров, полученных по способу радиационной полимеризации, в качестве отклоняющих агентов либо временного, либо постоянного действия было описано авторами Knight, et al. в патенте США № 3872923. В соответствии с описанием изобретения временного или постоянного уменьшения проницаемости можно добиться в результате нагнетания водного раствора, содержащего водорастворимый полимер, полученный по способу радиационной полимеризации из акриламида и/или метакриламида и акриловой кислоты, метакриловой кислоты и/или солей щелочных металлов, полученных из таких кислот. Получающийся в результате полимерный отклоняющий агент обладает свойствами, такими как стойкость к воздействию температуры и рН, которые позволяют осуществить уменьшение проницаемости пористой среды. Проницаемость в пласте можно восстановить в результате последующего проведения обработки химическим реагентом, разрушающим полимер, таким как раствор гипохлорита гидразина или сильные минеральные кислоты.

В патентах США №№ 3954629 и 4005753 авторов Scheffel, et al. предлагают полимерные отклоняющие агенты и способы обработки подземных пластов такими полимерными отклоняющими агентами соответственно. Согласно описанию полимерная композиция содержит твердые частицы гомогенной смеси полиэтилена, сополимера этилена-винилацетата, полиамида и мягчителя, такого как длинноцепочечные алифатические диамиды. Сообщается то, что данные полимерные отклоняющие агенты являются подходящими для использования в подземных пластах, где температуры пласта составляют 350°F или более.

Способы временной закупорки подземного пласта с использованием отклоняющего материала, включающего водную несущую жидкость и отклоняющего агента, содержащего твердый азо-компонент и метиленовый компонент, описываются авторами Dill, et а1. в патенте США №4527628, отклоняющими агентами предпочтительно являются красители Hansa Yellow G (пигмент Fanchon Yellow YH-5707) или Fast Yellow 4RLF, из которых оба содержат азо-компонент и метиленовый компонент, и дополнительно характеризуются температурой плавления, равной, по меньшей мере, 332,6°F, определенной степенью растворимости в воде при температуре воды в диапазоне от приблизительно 200 до приблизительно 425°F и определенной степенью растворимости в керосине при температуре в диапазоне от приблизительно 200°F до приблизительно 425°F.

В патенте США №6367548 авторов Purvis, et al. описывают способы и композиции, предназначенные для интенсификации притока в множество интервалов в подземных буровых скважинах в результате отклонения потока рабочих жидкостей для обработки буровой скважины в множество интервалов. В соответствии с описанием изобретения этого добиваются в результате поочередных вытеснения в подземный пласт агента для избирательной закупорки пласта из затрубного пространства ствола буровой скважины и вытеснения в подземный пласт рабочей жидкости для обработки из колонны напорно-компрессорных труб.

Другие способы отклонения при проведении обработки для гидравлического разрыва пласта включают методику ограниченного ввода, описанную в работе LaGrone, et al., SPE 530, pp. 695-702 (1963), и методику гидравлического разрыва пласта с образованием нескольких трещин при использовании отклоняющего агента (TMFUD), предложенную в работе Dingxiang, et al., SPE 30816, pp. 80-86 (1988), последняя из которых, как было продемонстрировано, обеспечивает среднее улучшение добычи нефти, равное 15,0 тн/сутки для каждой буровой скважины, и улучшение накопленной добычи, равное 340,3 х 104 тонн. Также был описан (Alleman, D., et al., SPE 80222 (2003)) отклоняющий агент для на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества, предназначенный для использования при интенсификации притока под действием кислотной обработки, который представляет собой гель ВУПАВ (polyQuat), характеризующийся наличием отчетливой везикулярной структуры, демонстрирующей стабильность при высоком значении рН и термическую стабильность, равную приблизительно 250°F. Данный отклоняющий агент, относящийся к типу геля, обычно закачивают в подземный пласт до рабочей жидкости для интенсификации притока в буровую скважину для того, чтобы закупорить интервалы с высокой проницаемостью и отклонить поток рабочей жидкости для обработки буровой скважины в интервалы с низкой проницаемостью.

В свете всех данных успехов и новых методик действие по отклонению в случае отклоняющих агентов зачастую трудно прогнозировать и отслеживать, и при отклонении потока рабочей жидкости для обработки во все желательные интервалы оно может и не привести к успеху, тем самым не позволяя добиться максимальной выгоды от методики гидравлического разрыва пласта.

Данные проблемы могут быть дополнительно усугублены при заканчиваниях необсаженных буровых скважин, в особенности в случае заканчиваний при большом наклоне ствола, характеризующихся наличием больших областей пласта, вскрытых для буровой скважины. Присутствие естественных трещин в подземном пласте также может сделать отклонение более трудной. Таким образом существует потребность в новых композициях и способах, предназначенных для отклонения потока рабочих жидкостей для обработки буровой скважины в множество интервалов в подземном пласте, характеризующихся различной проницаемостью.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение предлагает способ использования частиц, имеющих растворимое внешнее покрытие, в качестве отклоняющих агентов в подземных пластах. Растворимое внешнее покрытие будет растворяться по истечении желательного периода времени при внутрискважинных температурах и давлениях в присутствии стандартных рабочих жидкостей для гидравлического разрыва пласта внутри скважины и композиций разжижителей. Примеры растворимого внешнего покрытия включают коллаген, поли(алкилен)оксиды, поли(молочную кислоту), поливинилацетат, поливиниловый спирт, поливинилацетат/поливиниловый спирт, полилактон, полиакрилат, латекс, сложный полиэфир, полимерный силикат элементов группы I или II или их смеси.

Настоящее изобретение предлагает расклинивающие наполнители с нанесенным водорастворимым полимерным покрытием в качестве отклоняющих агентов и способы использования таких отклоняющих агентов при обработке подземного пласта. Отклоняющий агент совместно с несущей жидкостью вводят в подземный пласт. Жидкий носитель перетекает в трещины и/или интервалы в подземном пласте. Трещины или интервалы демонстрируют различные степени проницаемости. В соответствии со способами настоящего изобретения жидкий носитель вместе с отклоняющим агентом будет перетекать сначала в наиболее проницаемый интервал. Температура пласта будет приводить к размягчению и набуханию водорастворимого полимерного покрытия отклоняющего агента, тем самым обеспечивая закупорку трещины.

В одном варианте реализации описывается отклоняющий агент, подходящий для использования при отклонении потока рабочих жидкостей для обработки буровой скважины в один или множество интервалов, где отклоняющий агент образован частицами субстрата и водорастворимым внешним слоем. Примерами такого полимера водорастворимого внешнего слоя без ограничения являются коллаген, поли(алкилен)оксиды, поли(молочная кислота), поливинилацетат, поливиниловые спирты, поливинилацетат/поливиниловый спирт, полимерные лактоны, водорастворимые акриловые смолы, латекс, сложный полиэфир, полимерный силикат элементов группы I или II и их смеси.

В дополнительном варианте реализации описывается отклоняющий агент, подходящий для использования при отклонении потока рабочих жидкостей для обработки буровой скважины в один или множество интервалов, где отклоняющий агент образован частицами субстрата, промежуточным водонерастворимым слоем и водорастворимым полимерным внешним слоем. Примерами полимера водорастворимого внешнего слоя без ограничения являются коллаген, поли(алкилен)оксиды, поли(молочная кислота), поливинилацетат, поливиниловые спирты, поливинилацетат/поливиниловый спирт, полимерные лактоны, водорастворимые акриловые смолы, латекс, сложный полиэфир, полимерный силикат элементов группы I или II и их смеси. Примерами водонерастиворимого промежуточного слоя являются фенолальдегидные новолачные полимеры и фенолальдегидные резольные полимеры.

В еще одном варианте реализации описывается отклоняющий агент, подходящий для использования при отклонении потока рабочих жидкостей для обработки буровой скважины в один или множество интервалов в стволе буровой скважины, где отклоняющим агентом по существу являются частицы водорастворимого полимера, такие как гранулы коллагена или гранулированные частицы поли(алкилен)оксида, поли(молочной кислоты), поливинилацетата, поливинилового спирта, поливинилацетата/поливинилового спирта, полимерных лактонов, водорастворимых акриловых смол, латекса, сложного полиэфира, полимерного силиката элементов группы I или II или их смесей.

В дополнительном варианте реализации описывается способ интенсификации притока в индивидуальные интервалы подземного пласта, при этом способ включает стадии ввода отклоняющего агента, содержащего водорастворимый компонент на своем внешнем слое, во внутреннюю трубу ствола буровой скважины в комбинации с маловязкой рабочей жидкостью или рабочей жидкостью для гидравлического разрыва пласта; вытеснения отклоняющего агента и рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта в подземный пласт, обеспечения последовательной закупорки отклоняющим агентом, подлежащего обработке; и повторения реализации способа по мере надобности, добавления отклоняющего агента к несущей рабочей жидкости партиями в ходе проведения операции по гидравлическому разрыву пласта.

ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Следующие далее чертежи составляют часть настоящего описания изобретения и включены для дополнительной демонстрации определенных аспектов настоящего изобретения. Изобретение может быть лучше понято при ссылке на одну или несколько данных фигур в комбинации с подробным описанием конкретных вариантов реализации, представленных в настоящем документе.

Фиг.1 демонстрирует вид в вертикальном поперечном разрезе для внутрискважинной части подземного пласта, включающей вертикальную обсадную трубу и один интервал для обработки, где отклоняющие агенты с нанесенными различными покрытиями нагнетают в продуктивный пласт в соответствии с одним аспектом настоящего описания.

Фиг.2 иллюстрирует вид в вертикальном поперечном разрезе для подземного пласта фиг.1, где расклинивающие наполнители нагнетают в продуктивный пласт, подвергнутый нагнетанию отклоняющих агентов настоящего изобретения.

Фиг.3 в соответствии с одним аспектом настоящего описания демонстрирует буровую скважину, включающую вертикальную обсадную трубу и несколько интервалов для обработки 58, 60 и 62 и нагнетаемые отклоняющие агенты с нанесенными различными покрытиями.

ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Следующие далее определения приводятся для того, чтобы содействовать специалистам в соответствующей области техники в понимании подробного описания настоящего изобретения.

Термин «несущая жидкость» в соответствии с использованием в настоящем документе относится к жидкостям на масляной или водной основе, которые способны перемещать частицы (например, расклинивающий наполнитель), которые образуют суспензию. Маловязкие несущие рабочие жидкости характеризуются меньшей несущей способностью, и на частицы может воздействовать сила тяжести, так что они либо будут всплывать, если они являются менее плотными в сопоставлении с жидкостью, либо будут тонуть, если они являются более плотными в сопоставлении с жидкостью. Высоковязкие жидкости могут переносить частицы при меньших степенях оседания или всплывания, поскольку вязкость противодействует воздействию силы тяжести.

Термин «сшиватель» или «сшивающий агент» в соответствии с использованием в настоящем документе относится к тем соединениям, которые используют для ковалентного модифицирования белков, таких как коллаген, и включает как гомобифункциональные сшиватели, которые имеют две идентичные реакционно-способные группы, так и гетеробифункциональные сшиватели, которые имеют две различные реакционно-способные группы.

Термин «отклоняющий агент» в соответствии с использованием в настоящем документе в общем случае обозначает и характеризует такой агент, функция которого заключается в предотвращении, либо временном, либо постоянном, течения жидкости в конкретное место, обычно расположенное в подземном пласте, где агент служит для закупорки в данном месте и тем самым вызывает «отклонение» потока жидкости в другое место.

Термин «расклинивающий наполнитель» в соответствии с использованием в настоящем документе относится к тем отсортированным по крупности частицам, которые используют при ремонтах и обработках буровой скважины, таких как операции по гидравлическому разрыву пласта, для удерживания трещин от смыкания после проведения обработки. В целях удерживания трещин от смыкания после обработки для гидравлического разрыва пласта или подобной внутрискважинной обработки буровой скважины такие отсортированные по крупности частицы зачастую смешивают с рабочими жидкостями (жидкостью) для гидравлического разрыва пласта. В дополнение к встречающимся в природе песчаным зернам и ореховой скорлупе термин «расклинивающий наполнитель» включает синтетические или специально разработанные расклинивающие наполнители, такие как имеющие нанесенное смоляное покрытие песок или высокопрочные керамические материалы, подобные спеченному бокситу. Расклинивающие наполнители с нанесенным смоляным покрытием обычно представляют собой те из них, которые имеют покрытие из фенолальдегидных новолачных полимеров или фенолальдегидных резольных полимеров. Обычно, но не необязательно, материалы расклинивающих наполнителей тщательно сортируют по размеру и сферичности, обеспечивая получение эффективного канала для добычи флюида из коллектора в ствол буровой скважины.

В вариантах реализации, описанных и раскрытых в настоящем документе, использование термина «ввод» включает закачивание, нагнетание, выливание, высвобождение, вытеснение, установку ванны, циркулирование или другое размещение рабочей жидкости или материала в буровой скважине, стволе буровой скважины или подземном пласте при использовании любого подходящего способа, известного на современном уровне техники. Подобным же образом в соответствии с использованием в настоящем документе термины «объединение», «введение в контакт» и «нанесение» включают любые известные подходящие для использования способы перемешивания, экспонирования или другого стимулирования двух или более материалов, соединений или компонентов к комбинированию друг с другом таким способом, который будет достаточен для стимулирования прохождения между материалами, соединениями или компонентами, по меньшей мере, частичной реакции или другого взаимодействия.

Термин «водорастворимый» в соответствии с использованием в настоящем документе относится к смолам, полимерам или покрытиям, которые являются стабильными (не растворяются) в условиях окружающей среды на поверхности, но которые становятся растворимыми по истечении заданного промежутка времени (обычно по истечении нескольких часов или нескольких дней) в случае размещения в подземной среде.

Термин «обработка» в соответствии с использованием в настоящем документе относится к любой из многочисленных внутрискважинных операций на поверхности или в объеме буровой скважины, ствола буровой скважины или коллектора, включающих нижеследующее, но не ограничивающихся только им: обработка, относящаяся к типу ремонта, обработка, относящаяся к типу интенсификации притока, такая как обработка для гидравлического разрыва пласта или кислотная обработка, изоляционные обработки, контроль обработок пластовыми флюидами или другие восстановительные типы обработок, проводимых для улучшения общей эксплуатации и производительности буровой скважины.

Термин «интенсификация притока» в соответствии с использованием в настоящем документе относится к операциям по улучшению производительности или восстановлению работоспособности для буровой скважины в результате проведения гидравлического разрыва пласта, кислотного гидравлического разрыва пласта, кислотной обработки под давлением, меньшим давления гидравлического разрыва пласта, песчаной обработки или другого типа обработки, предназначенной для увеличения и/или доведения до максимума производительности буровой скважины или ее долговечности, зачастую в результате создания высокопроводящих линий тока из коллектора.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В вариантах реализации описанного отклоняющего агента обработку или интенсификацию притока в случае одного и множества интервалов подземного пласта можно проводить постадийно в результате последовательного ввода отклоняющего агента, включающего частицы субстрата и медленно растворяющееся в воде внешнее покрытие, содержащее коллаген или комбинацию коллагена и медленно растворяющегося в воде неколлагенового материала.

Изобретение предлагает композиции частиц, имеющих покрытия из растворимого материала, содержащие коллаген, а также способы получения таких композиций. Данные композиции являются подходящими для использования в подземных пластах в ходе проведения операции по гидравлическому разрыву пласта при отклонении потока рабочих жидкостей для обработки буровой скважины в один интервал в целях увеличения длины трещины или во множество интервалов подземного пласта, характеризующихся различными проницаемостью и/или приемистостью. При использовании отклоняющих агентов настоящего изобретения в способах гидравлического разрыва пласта расклинивающий наполнитель (или частицы субстрата) с нанесенным медленно растворяющимся в воде покрытием, таким как коллаген индивидуально или в комбинации с материалом покрытия из неколлагенового водорастворимого пластика, оказывает действие по отклонению направления роста трещины, поскольку покрытия на расклинивающем наполнителе выступают в роли определителей границ первоначальной трещины. После проведения обработки для гидравлического разрыва пласта покрытие может быть удалено вследствие наличия у покрытия характеристик медленного растворения при сохранении перетекания в трещину стандартного расклинивающего наполнителя, характеризующегося высокой проницаемостью, и его функции расклинивающего наполнителя.

Несмотря на то, что композиции и способы описаны как «включающие» различные компоненты или стадии, композиции и способы также могут «по существу состоять» или «состоять» из различных компонентов и стадий.

А. Субстрат

Частицы материала, также называемого в настоящем документе материалом субстрата, подходящего для использования в настоящем изобретении, включают широкий ассортимент частиц материалов, известных своей пригодностью или потенциальной пригодностью для использования в качестве расклинивающих наполнителей, которые можно использовать во внутрискважинных операциях. В соответствии с настоящим изобретением частицы материала (или материала субстрата), который можно использовать, включают любой расклинивающий наполнитель, подходящий для использования при гидравлическом разрыве пласта и известный на современном уровне техники. Примеры таких частиц материалов включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: частицы природных материалов, кремнеземных расклинивающих наполнителей, керамических расклинивающих наполнителей, металлических расклинивающих наполнителей, синтетических органических расклинивающих наполнителей, их смесей и тому подобного.

Природные продукты, подходящие для использования в качестве расклинивающих наполнителей, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: ореховая скорлупа, такая как скорлупа грецкого ореха, бразильского ореха и австралийского ореха, а также косточки плодов, такие как косточки персиков, косточки абрикосов, косточки олив, и любой вариант из данных после импрегнирования смолой или нанесения смоляного покрытия. Типичные варианты смол для нанесения покрытия или импрегнирования включают бисфенолы, бисфенольные гомополимеры, смеси бисфенольных гомополимеров с фенолальдегидным полимером, бисфенолальдегидные смолы и/или полимеры, фенолальдегидные полимеры и гомополимеры, модифицированные и немодифицированные резольные смолы, фенольные материалы, включающие арилфенолы, алкилфенолы, алкоксифенолы и арилоксифенолы, резорциновые смолы, эпоксидные смолы, новолачные полимерные смолы, новолачные бисфенолальдегидные полимеры и воска, а также предварительно отвержденные или отверждаемые варианты таких смоляных покрытий.

Расклинивающие наполнители на основе оксида кремния, подходящие для использования в настоящем изобретении, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: стеклянные шарики и стеклянные микросферы, стеклянную дробь, кремнистый кварцевый песок и пески всех типов, такие как чистый кварцевый песок или бурый песок. Обычные кремнистые пески, подходящие для использования, включают Northern White Sands (Fairmount Minerals, Чардон, Огайо), Ottawa, Jordan, Brady, Hickory, Arizona, St. Peter, Wonowoc и Chalfort, а также любой вариант данных песков с нанесенным смоляным покрытием. В случае использования кремнеземного волокна, волокно может быть неизвитым, изогнутым, извитым или спиралевидным и может относиться к любой марке, такой как марки E-grade, S-grade и AR-grade. Примеры расклинивающих наполнителей на основе оксида кремния с нанесенным смоляным покрытием, подходящих для использования в настоящем изобретении, включают деформируемые расклинивающие наполнители, такие как FLEXSAND LS™ и FLEXSAND MS™ (доступные в компании BJ Services, Inc., Хьюстон, Техас), и расклинивающие наполнители из материалов, подвергнутых термообработке, Tempered HS®, Tempered LC®, Tempered DC® и Tempered TF®, все из которых доступны в компании Santrol, Фресно, Техас.

Керамические расклинивающие наполнители, подходящие для использования в способах настоящего изобретения, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: керамические гранулы; отработанные катализаторы крекинга в псевдоожиженном слое катализатора (FCC), такие как те, что описываются в патенте США № 6372378, который во всей своей полноте включается в настоящий документ; ультралегковесная пористая керамика; экономичная легковесная керамика, такая как «ECONOPROP™» (Carbo Ceramics, Inc., Ирвинг, Техас); легковесная керамика, такая как «CARBOLITE™»; керамика средней прочности, такая как «CARBOPROP™» (доступная в компании Carbo Ceramics, Inc., Ирвинг, Техас); керамика высокой прочности, такая как «CARBOHSP™» и «Sintered Bauxite» (Carbo Ceramics, Inc., Ирвинг, Техас), и инкапсулированные отверждаемые керамические расклинивающие наполнители HYPERPROP G2™, DYNAPROP G2™ или OPTIPROP™ (доступные в компании Santrol, Фресно, Техас), а также любые их варианты после нанесения смоляного покрытия или импрегнирования смолой, такие как те, что описываются выше.

Металлические расклинивающие наполнители, подходящие для использования в вариантах реализации настоящего изобретения, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: алюминиевая дробь, гранулы алюминия, игловидные частицы алюминия, алюминиевая проволока, чугунная дробь, стальная дробь и тому подобное, а также любые варианты данных металлических расклинивающих наполнителей с нанесенным смоляным покрытием.

Подходящими для использования в настоящем изобретении также являются и синтетические расклинивающие наполнители. Примеры подходящих для использования синтетических расклинивающих наполнителей включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: частицы или гранулы пластика, гранулы найлона, найлоновая дробь, гранулы SDVB (полимер стирола-дивинилбензола), углеродные волокна, такие как углеродные волокна PANEX™ от компании Zoltek Corporation (Ван-Нуйс, Калифорния), и частицы агломератов смолы, подобные продукту «FLEXSAND MS™» (BJ Services Company, Хьюстон, Техас), а также их варианты с нанесенным смоляным покрытием.

В дополнение к этому, подходящими для использования в способах настоящего изобретения также рассматриваются и растворимые материалы, подходящие для использования в качестве расклинивающих наполнителей. Например, растворимые расклинивающие наполнители, которые размещают в каналах сформированных перфораций, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: осколки мрамора или известняка или частицы любых других подходящих для использования карбонатов. В дополнение к этому, походящими для использования в качестве расклинивающих наполнителей в настоящем изобретении являются частицы воска, пластика или смолы, либо с нанесенным покрытием, либо без него, которые либо являются растворимыми при попадании в контакт с реагентом для обработки, либо могут плавиться и выноситься из трещины в буровую скважину.

Подходящие для использования в настоящем изобретении расклинивающие наполнители обычно используют с концентрациями в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 18 фунтов на один галлон (от приблизительно 120 г/л до приблизительно 2160 г/л) композиции рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта, но при необходимости также могут быть использованы и большие или меньшие концентрации.

Подобным же образом, частицы субстрата, подходящие для использования в настоящем изобретении, характеризуются размером частиц в диапазоне номеров стандартных лабораторных сит США от приблизительно 4 до приблизительно 200 (то есть при отверстиях в ситах в диапазоне от приблизительно 0,18 дюйма до приблизительно 0,003 дюйма). Говоря более конкретно, размеры частиц субстрата, подходящие для использования в настоящем изобретении, включают диапазоны размеров от приблизительно 4 меш (4750 микронов) до приблизительно 200 меш (75 микронов). Подходящими для использования в настоящем изобретении также являются и частицы материалов или расклинивающих наполнителей, характеризующиеся обозначениями размеров 6/12, 8/16, 12/18, 12/20, 16/20, 16/30, 20/40, 30/50, 40/70 и 70/140, хотя может быть использован любой желательный гранулометрический состав, такой как 10/40, 14/20, 14/30, 14/40, 18/40 и тому подобное, а также любая их комбинация (например, смесь 10/40 и 14/40). В соответствии с настоящим изобретением предпочтительным номером сита является 20/40 меш.

В. Растворимое покрытие

Растворимыми покрытиями, используемыми в соответствии с настоящим изобретением, может являться любое количество известных растворимых агентов, которые медленно растворяются внутри скважины в подземных пластах в течение определенного периода времени. Растворимые полимерные материалы, используемые в соответствии с настоящим изобретением, должны быть растворимыми (то есть способными к растворению) в рассолах, воде, масле, органических растворителях, кислоте или кислотных средах и/или в рабочих жидкостях, характеризующихся величиной рН в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 14, а также их смесях в условиях, существующих внутри скважины в подземном пласте.

Предпочтительно растворимое покрытие представляет собой структурный белок, такой как коллаген или ателоколлаген, растительный белок, такой как обнаруживаемый в пшенице, кукурузе, овсе или миндале, или коллаген, своим источником имеющий морскую среду. Последний тип коллагена можно извлекать из рыбы, водорослей, планктона, микропланктона и тому подобного. Более предпочтительно растворимым покрытием является коллаген, в том числе коллаген типа I, коллаген типа II, коллаген типа III, коллаген типа IV или типа V, а также их комбинации. В соответствии с настоящим изобретением наиболее предпочтительно растворимым покрытием являются коллаген типа I или ателоколлаген.

Коллагенами типа I или ателоколлагенами, подходящими для использования в качестве растворимых покрытий в соответствии с настоящим изобретением, являются те коллагены, которые содержат, по меньшей мере, один гидроксипролиновый остаток. Такие коллагены типа I или ателоколлагены включают коллагены, обнаруживаемые в сухожилиях, коже, кости, рубцовой ткани и тому подобном, такие как тропоколлагены, а также продукты, получаемые при контролируемом ферментативном или химическом расщеплении коллагеновых белков. Такие коллагены предпочтительно характеризуются молекулярной массой в диапазоне от приблизительно 10000 дальтонов до приблизительно 500000 дальтонов, а более предпочтительно от приблизительно 100000 дальтонов до приблизительно 300000 дальтонов. Подходящие молекулярные массы представляют собой величины, равные приблизительно 100000 дальтонов, 125000 дальтонов, 150000 дальтонов, 175000 дальтонов, 200000 дальтонов, 225000 дальтонов, 250000 дальтонов, 275000 дальтонов, 300000 дальтонов, а также молекулярные массы в диапазоне между любыми двумя из данных значений, например коллагены с молекулярной массой в диапазоне от приблизительно 225000 до приблизительно 275000 дальтонов. Например, предпочтительным коллагеном типа I, подходящим для использования в настоящем изобретении, является тропоколлаген, характеризующийся молекулярной массой, равной приблизительно 250000, поставляемый компанией Milligans and Higgins, Inc. (Джонстаун, Нью-Йорк).

Коллагены, подходящие для использования в настоящем изобретении, демонстрируют прочности студня по Блуму в диапазоне от приблизительно 100 фунт/дюйм2 до приблизительно 900 фунт/дюйм2, а более предпочтительно от приблизительно 300 фунт/дюйм2 до приблизительно 700 фунт/дюйм2. Наиболее предпочтительно коллагены, подходящие для использования в настоящем изобретении, характеризуются прочностями студня по Блуму в диапазоне от приблизительно 400 фунт/дюйм2 до приблизительно 600 фунт/дюйм2. В соответствии с настоящим изобретением подходящими прочностями студня по Блуму являются величины, равные приблизительно 400 фунт/дюйм2, приблизительно 410 фунт/дюйм2, приблизительно 420 фунт/дюйм2, приблизительно 430 фунт/дюйм2, приблизительно 440 фунт/дюйм2, приблизительно 450 фунт/дюйм2, приблизительно 460 фунт/дюйм2, приблизительно 470 фунт/дюйм2, приблизительно 480 фунт/дюйм2, приблизительно 490 фунт/дюйм2, приблизительно 500 фунт/дюйм2, приблизительно 510 фунт/дюйм2, приблизительно 520 фунт/дюйм2, приблизительно 530 фунт/дюйм2, приблизительно 540 фунт/дюйм2, приблизительно 550 фунт/дюйм2, приблизительно 560 фунт/дюйм2, приблизительно 570 фунт/дюйм2, приблизительно 580 фунт/дюйм2, приблизительно 590 фунт/дюйм2 и приблизительно 600 фунт/дюйм2, а также прочности студня по Блуму в диапазоне между любыми двумя из данных значений, например от приблизительно 400 фунт/дюйм2 до приблизительно 520 фунт/дюйм2, такие как 512 фунт/дюйм2.

Прочность студня по Блуму в соответствии с использованием в настоящем документе обозначает значение прочности и/или жесткости гелеобразного вещества, такого как коллаген, полученного при использовании стандартного раствора определенной концентрации, который выдерживали при постоянной температуре в течение указанного периода времени, измеренное в соответствии со стандартизованными методиками проведения испытаний на прочность студня по Блуму, такими как в документе BS757:1975, GMIA Testing Standard B5757, International Standard ISO9665 for testing adhesive animal glues, или подобных стандартах, описанных в работе «Official Methods of Analysis of AOAC INTERNATIONAL (OMA)», 17th Edition, Volume II; AOAC International Publications (2003). Значения прочности студня по Блуму обычно приводятся в «фунтах на один квадратный дюйм» (фунт/дюйм2) или граммах, что отражает усилие, необходимое для вдавливания выбранного участка поверхности образца на расстояние 4 мм. В типичной методике получают гелеобразный продукт, такой как коллаген или желатин, с указанной консистенцией (например, раствор с концентрацией 6 и 2/3%) и его выдерживают при постоянной температуре в термостатируемой ванне при 10ºС в течение 18 часов. После этого устройство, называемое Texture Analyser (например, TA.XT2i Texture Analyzer, Скарсдейл, Нью-Йорк), измеряет массу в граммах (или давление в фунт/дюйм2), необходимую для вдавливания в гель стандартного плунжера гелеметра AOAC® [Association of Official Analytical Chemists], имеющего острую нижнюю грань 4 мм; в альтернативном варианте в качестве плунжера можно использовать плунжер BS, который имеют нижнюю грань, скругленную с радиусом 0,4 мм. Например, если в данной методике для вдавливания плунжера потребуется 200 г, то тогда желатин будет характеризоваться прочностью студня по Блуму 200.

Коллагены типа I, подходящие для использования в настоящем изобретении, характеризуются гранулометрическим составом, определяемым рассеянием на сите/обозначением размера сита 6/12, 8/16, 12/18, 12/20, 16/20, 16/30, 20/40, 30/50, 40/70 и 70/140, а также гранулометрическими составами, определяемыми рассеянием на сите, в диапазоне между любыми двумя данными обозначениями, хотя может быть использован любой желательный гранулометрический состав, такой как 8/40, 10/40, 14/20, 14/30, 14/40, 18/40 и тому подобное, а также любая их комбинация (например, смесь 10/40 и 14/40). В соответствии с настоящим изобретением предпочтительным номером сита является 8/40 меш.

Коллагены, используемые в настоящем изобретении в качестве растворимых покрытий, могут быть либо сшитыми, либо несшитыми, либо представлять собой комбинацию обоих вариантов, и тип и степень сшивания будут зависеть от конкретной сферы применения растворимого покрытия на основе коллагена. Существуют четыре фундаментальные стратегии по фиксации коллагеновых материалов и материалов, изготовленных из переработанных фибрилл коллагена или очищенного коллагена. Они включают экзогенное химическое сшивание при использовании агентов, которые ковалентно связывают соседние фибриллы коллагена при помощи целевых реакционно-способных фрагментов в фибриллярной системе коллагена и самих сшивающих молекулах; методики физико-химического сшивания, такие как фотоокисление, микроволновое облучение, дегидратационная и дегидротермическая обработка, которые ковалентно соединяют фибриллы коллагена посредством встречающихся в естественных условиях реакционно-способных аминокислотных боковых цепей; химический катализ внутримолекулярного сшивания между аминокислотными боковыми цепями на фибриллах коллагена; и полимеризующие соединения, смешиваемые с коллагеновыми структурами и формирующие полимерные нековалентные или ковалентные взаимодействия, которые не вступают с фибриллами коллагена в химическую реакцию [Koob, T. J., «Collagen Fixation», in Encyclopedia of Biomaterials and Biomedical Engineering, Wnek, G. E., Bowlin, G. L., Eds., 2004]. В соответствии с настоящим изобретением коллаген, используемый в качестве растворимого покрытия, предпочтительно сшивают при использовании методик химического сшивания. Они включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: методики сшивания, основанные на использовании альдегидов, методики сшивания, основанные на использовании полиэпокси-соединений, использование изоцианатов, карбодиимидное сшивание и сшивание, основанное на использовании ацилазидов. Более предпочтительно коллаген сшивают при использовании методик сшивания, основанных на использовании альдегидов, таких как при использовании глутарового альдегида или формальдегида.

Методики сшивания, основанные на использовании альдегидов, включают те методики, которые используют реагент, имеющий две реакционно-способные альдегидные группы, для получения ковалентных сшивок между соседними коллагеновыми белками, в особенности между ε-аминогруппами лизиновых остатков в коллагене [Khor, E., Biomaterials, Vol. 18: pp. 95-105 (1997)]. Альдегиды, подходящие для использования в настоящем изобретении, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: глутаровый альдегид, формальдегид, пропионовый альдегид и масляный альдегид.

Методики и агенты сшивания, основанные на использовании полиэпокси-соединений, включают использование соединений, таких как короткие разветвленные полимеры, имеющие концевые реакционно-способные эпоксидные функциональные группы. Полиэпокси-соединения, подходящие для использования в качестве сшивателей в настоящем изобретении, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: простые эфиры глицерина, гликоль- и глицеринполиглицидиловые простые эфиры.

Подходящими для использования в качестве сшивателей в настоящем изобретении являются также и изоцианаты. В общем случае изоцианаты (R-NCO) вступают в реакцию с первичными аминами с образованием мочевиновой связи (R-H-CO-NH-R); поэтому бифункциональные изоцианаты обладают способностью сшивать коллаген через его лизиновые боковые цепи. Изоцианаты, подходящие для использования в настоящем изобретении в качестве сшивателей, предпочтительно представляют собой диизоцианаты, в том числе бифенилдиизоцианат, диметокси-4,4'-бифенилдиизоцианат, диметил-4,4'-бифенилдиизоцианат, 1,3-бис(изоцианатометил)бензол, фенилдиизоцианат, толуолдиизоцианат, толуилендиизоцианат, диизоцианатогексан, диизоцианатооктан, диизоцианатобутан, изофорондиизоцианат, ксилолдиизоцианат, гексаметилендиизоцианат, октаметилендиизоцианат, фенилендиизоцианат и поли(гексаметилендиизоцианат). Предпочтительно изоцианат, используемый в качестве сшивателя для молекул коллагена настоящего изобретения, представляет собой гексаметилендиизоцианат.

В объеме настоящего изобретения также можно использовать и карбодиимидные сшиватели и методики карбодиимидного сшивания. Данные агенты вступают в реакцию с карбоксильными группами боковых цепей, образованных аспарагиновой и глутаминовой кислотами, в коллагене с образованием изоацилмочевиновых производных/изопептидных связей [Khor, E., ibid.]. Карбодиимиды, подходящие для использования в качестве сшивателей в случае коллагена настоящего изобретения, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: N,N'-дициклогексилкарбодиимид (DCC); N,N'-диизопропилкарбодиимид (DIC); N,N'-ди-трет-бутилкарбодиимид; 1-этил-3-(3-диметиламинопропил)карбодиимид (EDC; EDAC); водорастворимый EDC (WSC); 1-трет-бутил-3-этилкарбодиимид; 1-(3-диметиламинопропил)-3-этилкарбодиимид; бис(триметилсилил)карбодиимид; 1,3-бис(2,2-диметил-1,3-диоксолан-4-илметил)карбодиимид (BDDC, описанный в патенте США № 5602264); N-циклогексил-N'-(2-морфолиноэтил)карбодиимид; N,N'-диэтилкарбодиимид (DEC); метил-п-толуолсульфонат 1-циклогексил-3-(2-морфолиноэтил)карбодиимида [например, Sheehan, J. C., et al., J. Org. Chem., Vol. 21: pp. 439-441 (1956)]; олигомерные алкилциклогексилкарбодиимиды, такие как те, что описываются в работе авторов Zhang, et al. [J. Org. Chem., Vol. 69: pp. 8340-8344 (2004)]; полимерсвязанный DCC; и полимерсвязанный EDC, такой как сшитый N-этил-N'-(3-диметиламинопропил)карбодиимид на JANDAJEL™. В дополнение к этому, для сведения к минимуму внутренней перегруппировки активированного изоацилмочевинового производного и обеспечения более эффективного сшивания в сочетании с карбодиимидом могут быть использованы N-гидроксисукцинимид (NHS), 1-гидрокси-7-азабензотриазол (HOAt) или подобные реагенты.

Как и в случае карбодиимидной обработки, ацилазидные сшиватели приводят к получению ковалентных связей между имеющими группы карбоновой кислоты боковыми цепями, образованными аспарагиновой кислотой и глутаминовыми кислотами, и ε-аминогруппами лизинов коллагена [Petit, H., et al., J. Biomed. Mater. Res., Vol. 24: pp. 179-187 (1990)]. После этерификации карбоксильных групп, при которой к кислоте присоединяется метильная группа, биоматериал подвергают обработке гидразином до получения соответствующего гидразида; после этого добавляют нитрид натрия для прохождения реакции с гидразидом и образования ацилазида. В данном способе возможно использование любого количества гидразинов, известных на современном уровне техники, в том числе гидразида малеимидопропионовой кислоты (МРН).

Другие химические сшиватели, подходящие для использования в настоящем изобретении при получении сшитых молекул коллагена, которые выступают в роли растворимых покрытий на частицах расклинивающего наполнителя, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: гомобифункциональные сшиватели, такие как ВММЕ (бис(малеимидометиловый эфир)), BSOCOES (бис[2-(сукцинимидилоксикарбонилокси)этил]сульфон), DSP (дитиобиссукцинимидилпропионат) (тио-расщепляемый сшиватель), DSS (дисукцинимидилсуберинат), EGS (этиленгликольсукцинимидилсукцинат), водорастворимый EGS и SATA (N-сукцинимидил-S-ацетилтиоацетат), а также гетеробифункциональные сшиватели, включающие GMB (гамма-малеимидо-н-масляная кислота), MBS (сложный эфир м-малеимидобензоил-N-гидроксисукцинимида), PMP I (п-малеимидофенилизоцианат), SMCC (сукцинимидил-4-[N-малеимидометил]циклогексан-1-карбоксилат), SPDP (N-сукцинимидил-3-(2-пиридилдитио)пропионат) и МРН (гидразид малеимидопропионовой кислоты), МСН (гидразид малеимидокапроновой кислоты), ЕМСН (гидразид ε-малеимидокапроновой кислоты), KMUH (гидразид N-(k-малеимидоундекановой кислоты)) и МРВН (гидразид 4-(4-N-малеимидофенил)масляной кислоты), все из которых доступны в компании Interchim (Седекс, Франция).

Другие методики, подходящие для использования при сшивании волокон коллагена, предназначенных для использования в качестве растворимых покрытий для расклинивающего наполнителя, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: дегидратационное сшивание, сшивание под действием УФ-излучения при 254 нм, сшивание при помощи глюкозы (гликация) в сочетании с УФ-облучением и биологическое сшивание. Последняя методика включает использование природных продуктов, таких как генипин и родственные ему иридоидные соединения, которые выделяют из плодов растения гардения (Gardenia jasminoides), которые являются диальдегидами в водном растворе и таким образом могут вступать в реакцию с ε-аминогруппами на лизиновых боковых цепях соседних молекул коллагена с образованием сшивки. Другие биологические системы сшивания, подходящие для использования в настоящем изобретении, включают катехин-хиноновые дубильные системы, такие как 3,4-дигидрокситирамин и нордигидрогвайаретовая кислота (NDGA), выделенная из креозотового куста, которая выступает в роли сшивателя благодаря наличию двух катехинов на NDGA [Koob, T. J., Comp. Biochem. Physiol., Part A, Vol. 133: pp. 1171-1192 (2002)].

В соответствии с настоящим описанием медленно растворяющиеся в воде покрытия на частицах субстратов также могут представлять собой и неколлагеновые материалы, такие как синтетические полимеры, которые медленно растворяются в воде. Такие неколлагеновые материалы включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: полиэтиленоксиды, полипропиленоксиды, поликапролактоны; привитые сополимеры полиэтилена/полипропилена и поликапролактонов; привитые сополимеры полиэтилен-/полипропиленоксидов и поликапролактонов; водорастворимые и водоразбавляемые акриловые полимеры; водоразбавляемая феноксисмола; латекс; сложные полиэфиры; растворимые блок-сополимеры; привитые сополимеры поливинилового спирта (ПВС) и поливинилацетатов; полилактиды и производные полимолочной кислоты; полигликолевая кислота (ПГК); полигликолевая-молочная кислота (ПГМК). Подходящими для использования в водорастворимом покрытии также являются и полимерные силикаты элементов группы I или II периодической таблицы элементов (щелочного металла или щелочно-земельного металла), например SOLOSIL (Foseco International, Ltd., Великобритания), полимерный силикат натрия.

С. Способ применения

В вариантах реализации описанного способа обработку или интенсификацию притока в случае одного и множества интервалов подземного пласта можно проводить постадийно в результате последовательного ввода в пласт отклоняющего агента настоящего изобретения с последующим вводом в пласт рабочей жидкости для обработки буровой скважины. В соответствии с использованием в настоящем документе «ствол буровой скважины» включает обсаженные и/или необсаженные секции буровой скважины, при этом необходимо понимать то, что ствол буровой скважины может быть вертикальным, горизонтальным или представлять собой их комбинацию. Термин «колонна труб» относится к любому каналу, подходящему для использования при размещении и транспортировании рабочих жидкостей в ствол буровой скважины, включающему нижеследующее, но не ограничивающемся только им: лифтовая колонна, заливочная колонна, бурильная колонна, гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра и тому подобное. Кроме того, используя выгоды от ознакомления с данным описанием, необходимо понимать то, что описанные отклоняющие агенты и методики отклонения являются подходящими для использования при любом типе рабочей жидкости для обработки буровой скважины, включающей нижеследующее, но не ограничивающейся только им: рабочая жидкость для кислотных обработок, конденсатных обработок, обработок для гидравлического разрыва пласта и тому подобного. Кроме того, необходимо понимать то, что выгоды от описанных способов и композиций могут быть реализованы при обработках буровой скважины, проводимых при давлениях, меньших, равных или больших давления гидравлического разрыва пласта.

Первое: ИСПОЛЬЗОВАНИЕ В СТВОЛЕ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ.

В данном аспекте изобретения описывается использование полностью растворимых частиц в стволе буровой скважины (таких как коллаген или другие водорастворимые полимерные пластики или их смеси) для отклонения потока рабочей жидкости из одной зоны в другую зону, а после этого растворения. Использование коллагена (как в несшитой, так и в сшитой форме) и растворимых пластиков является полезным при отклонении потока рабочих жидкостей в буровой скважине. Данные отклоняющие материалы должны характеризоваться номером сита в диапазоне от 1 до 100, предпочтительно номером сита в диапазоне от 4 до 50, и могут быть использованы в комбинации с другими добавками или материалами пластиков для улучшения эксплуатационных характеристик буровой скважины в результате отклонения потока рабочих жидкостей из одной зоны в другую.

Данные материалы использовали в качестве уплотнительных шариков перфорационных отверстий для избирательной закупорки пласта, но недавние испытания продемонстрировали то, что материал можно использовать и в качестве отклоняющего агента, препятствующего перетеканию потока рабочей жидкости в одну зону и отклоняющего его в другую, характеризующуюся либо повышенным поровым давлением, либо пониженной проницаемостью.

Настоящее изобретение предлагает способ обработки обсаженного ствола буровой скважины для отклонения потока рабочих жидкостей из одной зоны в другую. Способ включает закачивание в ствол буровой скважины отклоняющей жидкости, которая образована водной несущей жидкостью, включающей диспергированный в ней водорастворимый полимер в форме частиц, и где частицы полимера характеризуются плотностью, большей или меньшей плотности несущей жидкости. По мере того, как отклоняющую жидкость будут закачивать в ствол буровой скважины, частицы полимера будут собираться в зонах ствола буровой скважины и таким образом отклонять поток рабочей жидкости для обработки из одной зоны в другую. В общем случае поток рабочей жидкости для обработки отклоняется или блокируется, попадая в зону, характеризующуюся повышенным поровым давлением или пониженной проницаемостью.

В способах данного изобретения, относящихся к использованию в стволе буровой скважины, частицы водорастворимого полимера представляют собой частицы коллагена, поли(алкилен)оксида, поли(молочной кислоты), поливинилацетата, поливинилового спирта, поливинилацетата/поливинилового спирта, полилактона, полиакрилата, латекса, сложного полиэфира, полимерного силиката элементов группы I или II периодической таблицы элементов (щелочного металла или щелочно-земельного металла) или их смесей. Обычно частицы полимера присутствуют в несущей жидкости в количестве в диапазоне от приблизительно 0,001 фунта на один галлон до приблизительно 10 фунтов на один галлон несущей жидкости. В выгодном случае частицы полимера характеризуются различными плотностями, большими или меньшими плотности несущей жидкости. Обычно несущей жидкостью являются вода, рассол, водные растворы кислот или гелеобразные растворы кислот.

Второе: ИСПОЛЬЗОВАНИЕ В СФОРМИРОВАННОЙ ТРЕЩИНЕ.

В данном аспекте изобретения используемые частицы различных расклинивающих наполнителей с нанесенными покрытиями (с нанесенными либо полностью растворимыми покрытиями, либо покрытиями из смеси растворимых и нерастворимых коллагена или материалов полимерных пластиков) можно закачивать в подвергнутые гидравлическому разрыву пласты для предотвращения отклонения направления роста трещин от продуктивной зоны. Например, плотные частицы спеченного боксита с нанесенным растворимым или частично растворимым покрытием будут опускаться в нижнюю часть трещины и отклонять направление роста трещины от нижнего слоя или водной зоны. Кроме того, скорлупа грецких орехов низкой плотности с нанесенным растворимым или частично растворимым покрытием будет иметь тенденцию к всплыванию внутри трещины, отклоняя направление роста трещины от расположенной сверху газовой или водной зоны. Покрытие может быть либо полностью, либо частично растворимым, поскольку расклинивающий наполнитель будет оставаться в трещине по месту его размещения и обеспечивать получение в трещине проводимости после того, как операция по гидравлическому разрыву пласта будет завершена. Некоторая часть покрытия на расклинивающем наполнителе должна быть растворимой, но для предотвращения перемещения расклинивающего наполнителя в трещине желательной является смесь как растворимых, так и нерастворимых пластиков или коллагена.

Использование отклоняющих агентов в трещинах заключается в том, что на расклинивающий наполнитель или расклинивающий агент наносят растворимое или частично растворимое покрытие - при использовании материала покрытия на основе коллагена и/или полимерного пластика или любой их смеси. Направление роста трещины будет отклоняться благодаря использованию данных растворимых покрытий на расклинивающих наполнителях в качестве определителей границ первоначальной трещины. После проведения обработки для гидравлического разрыва пласта покрытие будет исчезать, и частицы с нанесенным прежде покрытием будут превращаться в обычный расклинивающий наполнитель, который характеризуется высокой проницаемостью. Покрытия на расклинивающих наполнителях различной плотности могут приводить к заданию границ трещины на ранних стадиях способа гидравлического разрыва пласта, поскольку маловязкая рабочая жидкость будет позволять расклинивающему наполнителю с нанесенным покрытием высокой плотности оседать или опускаться внутри трещины, формируя нижнюю границу трещины и отклоняя направление ее роста от ствола буровой скважины, что делает трещину более длинной и увеличивает производительность буровой скважины. Подобным же образом расклинивающий наполнитель с нанесенным покрытием низкой плотности будет иметь тенденцию к всплыванию к верхней части растущей трещины, формируя верхнюю границу и отклоняя направление роста трещины от верхних зон, которые могут ухудшить производительность буровой скважины. При ограничении трещины сверху и снизу трещина может расти в направлении изнутри наружу, и более длинная ограниченная трещина будет улучшать потенциальную производительность буровой скважины.

Фиг.1 иллюстрирует буровую скважину, включающую вертикальную секцию обсаженного ствола буровой скважины и один пластовый интервал, который необходимо подвергнуть обработке в соответствии с одним вариантом реализации настоящего описания. Буровая скважина 10 фиг.1 имеет обсадную трубу 12, идущую от устьевого отверстия буровой скважины 11 и расположенную на протяжении, по меньшей мере, части ее длины, которую цементируют по внешней стороне цементной оболочкой 14 для удержания обсадной трубы 12 по месту и разобщения пробуренных пласта или интервалов. Цементная оболочка 14 проходит вверх от нижней части буровой скважины в затрубном пространстве между внешней стороной обсадной трубы 12 и внутренней стенкой ствола буровой скважины, по меньшей мере, до точки, расположенной выше продуктивного слоя/продуктивного пласта 18. Причин для включения данной оболочки имеется множество, но по существу цементная оболочка 14 содействует обеспечению целостности ствола буровой скважины (то есть тому, чтобы он не обрушивался) или разобщению специфических различных геологических зон (то есть нефтеносной зоны и (нежелательной) водоносной зоны). Ствол буровой скважины необязательно также оборудован башмаком обсадной трубы или хвостовика 16 для того, чтобы содействовать направлению колонны обсадной трубы 12 мимо выступов или препятствий во время ее размещения в стволе буровой скважины. Для того чтобы добывать углеводороды в продуктивном слое 18, необходимо обеспечить гидравлическое соединение между продуктивным слоем 18 и внутренним пространством обсадной трубы 12. Этого добиваются, формируя перфорации 15 через обсадную трубу 12 и цементную оболочку 14 при помощи способов, известных специалистам в соответствующей области техники. Такие способы включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: использование пулевых перфораторов, кумулятивных перфораторов и кумулятивных перфораторов с разновременным подрывом группы зарядов, таких как те, что описываются в патентах США №№ 6755249, 5095099 и 5816343; горизонтально-ориентированных систем перфорации (HOPS), таких как те, что производятся в компании Owen Oil Tubes, Inc. (Форт-Ворт, Техас); устройств для механической перфорации, таких как перфораторы, перемещающиеся в боковом направлении (патент США № 2482913), игольчатые перфораторы и перфорирующие шарошки, такие как те, что описываются в патенте США № 4220201; и срезных пробок, таких как описанные в патенте США № 4498543. Перфорации 15 образуют линию тока для флюида из пласта в обсадную трубу 12 и в обратном направлении.

Углеводороды, перетекающие из продуктивного слоя 18 через перфорации 15 во внутреннее пространство обсадной трубы 12, можно транспортировать на поверхность через эксплуатационную лифтовую колонну 20. Поблизости от нижнего конца эксплуатационной лифтовой колонны 20 и над самой верхней перфорацией необязательно можно установить эксплуатационный пакер 22 для того, чтобы получить герметичное уплотнение между эксплуатационной лифтовой колонной 20 и обсадной трубой 12. Необязательным и настолько же приемлемым в соответствии с настоящем изобретением является вариант, когда эксплуатационные лифтовые колонны 20 использовать не нужно, и в данном случае для выведения углеводородов на поверхность земли используют весь объем обсадной трубы 12.

Если во время операции по обработке буровой скважины потребуется избирательная закупорка пласта, то тогда для по существу закупорки верхней и нижней секций продуктивного слоя 18 будут использовать отклоняющие агенты, включающие тяжелый расклинивающий наполнитель 26а и/или отклоняющие, включающие легкий расклинивающий наполнитель 26b, на оба из которых, по существу, наносят растворимое покрытие в соответствии с настоящим изобретением (то есть получают коллагенсодержащее покрытие). Такая, по существу, закупорка или формирование границ будет происходить тогда, когда в ходе проведения обработки в предварительно заданный момент времени в обсадную трубу 12 будут вводить отклоняющие агенты временного действия 26а и/или 26b. При вводе отклоняющих агентов 26а и/или 26b в рабочую жидкость по ходу течения до перфорированных частей обсадной трубы 12 агенты потоком рабочей жидкости для обработки 24 будут уноситься в эксплуатационную лифтовую колонну 20 или обсадную трубу 12. Как только рабочая жидкость для обработки 24 попадет в обсадной трубе в перфорированный интервал, она станет вытекать наружу через перфорации 15 в слой 18, подвергаемый обработке. Поток рабочей жидкости для обработки 24 через перфорации 15 будет переносить отклоняющие агенты временного действия 26а и/или 26b через перфорации наружу в слой 18. В данный момент отклоняющие агенты, включающие тяжелый расклинивающий наполнитель 26а с плотностью, большей плотности рабочей жидкости для обработки 24, будут оседать в нижнюю часть сформированной трещины (что показывается стрелками), формируя временную «нижнюю границу» между трещиной и, например, слоем песка, сланца или глины 19 или другой областью, которую желательно закупорить, отделив от продуктивного слоя. Подобным же образом отклоняющие агенты, включающие легкий расклинивающий наполнитель 26а с плотностью, меньшей плотности рабочей жидкости для обработки 24, будут всплывать к верхней части сформированной трещины (что показывается стрелками), тем самым формируя еще одну временную «верхнюю границу» между трещиной и нежелательным слоем, таким как сланцевый или глинистый прослоек слоя.

Фиг.2 иллюстрирует следующую стадию данного аспекта настоящего изобретения. Как только отклоняющие агенты временного действия 26а и 26b разместятся в верхней и/или нижней частях сформированной трещины соответственно, расход рабочей жидкости и вязкость рабочей жидкости для обработки 24, содержащей обычные частицы расклинивающего наполнителя 28, увеличивают. Таким образом, трещина может расти изнутри наружу, в сторону от ствола буровой скважины (в направлении стрелки), и в результате увеличивать общую длину трещины, тем самым способствуя еще большей интенсификации притока в буровую скважину и/или увеличению ее долговечности. По завершении обработки буровой скважины растворимое покрытие на отклоняющих агентах временного действия 26а и 26b будет растворяться, что делает возможным удаление оставшихся частиц расклинивающего наполнителя вместе с рабочей жидкостью для обработки 24 через перфорации 15 или их сохранение на месте и исполнение ими роли дополнительных расклинивающих наполнителей при удерживании трещины от смыкания в слое, подвергнутом гидравлическому разрыву.

Фиг.3 иллюстрирует дополнительный вариант реализации настоящего изобретения. Буровая скважина 50, имеющая вертикальный обсаженный ствол буровой скважины, включающий обсадную трубу 54, идущую от устьевого отверстия буровой скважины 52 и расположенную на протяжении, по меньшей мере, части длины ствола буровой скважины, и цементную оболочку 56, проходящую вверх от нижней части ствола буровой скважины в затрубном пространстве между внешней стороной обсадной трубы 54 и внутренней стенкой ствола буровой скважины, по меньшей мере, до точки, расположенной выше существующего слоя, подобно тому, что продемонстрировано на фиг.1. В необсаженной секции ствола буровой скважины воздействию подвергается подземный пласт, включающий несколько интервалов для обработки 58, 60 и 62. Несмотря на то, что на иллюстрации фиг.3 продемонстрированы три разделенных интервала, воспользовавшись преимуществами от ознакомления с данным описанием, необходимо понять то, что при использовании описанных в настоящем документе способов и композиций обработке можно будет подвергать любое количество интервалов для обработки в диапазоне от двух интервалов для обработки вплоть до любого числа интервалов для обработки. Кроме того, необходимо понимать то, что такие интервалы для обработки могут располагаться с примыканием друг к другу, а не с разделением относительно непроницаемыми областями, такими как глинистые пропластки. Несмотря на то, что фиг.3 иллюстрирует ствол буровой скважины с обсадной трубой полной длины, необходимо также понимать и то, что описанные способы обработки можно будет использовать при практически любом типе сценария заканчивания ствола буровой скважины. Например, описанные способы можно с выгодой использовать для обработки конфигураций буровой скважины, включающих нижеследующее, но не ограничивающихся только им: вертикальные стволы буровых скважин, стволы буровых скважин с обсадными трубами полной длины, горизонтальные стволы буровых скважин, стволы буровых скважин, имеющие несколько боковых отводов, и стволы буровых скважин, одновременно демонстрирующие наличие одной или нескольких данных характеристик.

На фиг.3 интервалы для обработки 58, 60 и 62 представляют собой выделенные интервалы подземного пласта, которые выделили для проведения обработки. В этом отношении таким образом может быть выделено любое количество интервалов или только часть интервала, существующие в подземном пласте. В альтернативном варианте такие интервалы также могут представлять собой и перфорированные интервалы в обсаженном стволе буровой скважины. Как продемонстрировано на фиг.3, перфорации 66 проходят через обсадную трубу 54 и цементную оболочку 56 по вариантам, известным специалистам в соответствующей области техники, и в результате формируют линию тока для флюида из пласта в обсадную трубу 54 и в обратном направлении.

Углеводороды, вытекающие из продуктивного слоя в интервалах для обработки 58, 60 и 62 через перфорации 66 во внутреннее пространство обсадной трубы, можно транспортировать на поверхность через эксплуатационную лифтовую колонну 64. Кроме того, и как проиллюстрировано на фиг.3, по существу вблизи от нижнего конца эксплуатационной лифтовой колонны 64 и над самой верхней перфорацией 66 необязательно можно установить эксплуатационный пакер 68 для того, чтобы получить герметичное уплотнение между эксплуатационной лифтовой колонной 64 и обсадной трубой 54. Эксплуатационную лифтовую колонну 64 использовать нужно не всегда, и в данных случаях для выведения углеводородов на поверхность к устьевому отверстию буровой скважины 52 используют весь внутренний объем обсадной трубы 54.

В случае необходимости отклонения во время проведения обработки буровой скважины отклоняющие агенты 72 используют для, по существу, закупорки некоторых перфораций 66. По существу закупорка происходит тогда, когда течение потока через перфорацию 66 значительно уменьшится, на что зачастую указывает увеличение давления в скважине тогда, когда отклоняющий агент 72 закупорит одну или несколько перфораций 66. В соответствии с данным аспектом настоящего изобретения предпочитается, чтобы отклоняющие агенты 72 имели бы, по существу, сферическую форму, хотя возможно использование и других геометрий. Использование отклоняющих агентов 72 настоящего изобретения для закупорки некоторых перфораций 66 реализуют в результате ввода отклоняющих агентов 72 в обсадную трубу 12 в предварительно заданный момент времени в ходе проведения обработки. При вводе отклоняющих агентов 72 в рабочую жидкость по ходу течения до перфорированных частей (66) обсадной трубы 12 агенты потоком рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта 70 будут уноситься в эксплуатационную лифтовую колонну 64 или обсадную трубу 12. Как только рабочая жидкость для гидравлического разрыва пласта 70 в обсадной трубе достигнет перфорированного интервала, она станет вытекать наружу через перфорации 66 в интервалы для обработки 58, 60 и 62, подвергаемые обработке. Поток рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта 70 через перфорации 66 будет переносить отклоняющие агенты 72 к перфорациям 66, приводя к их размещению в перфорациях 66. После размещения в перфорациях 66 отклоняющие агенты 72 удерживаются в перфорациях 66 благодаря наличию градиента давления рабочей жидкости, который существует между внутренней стороной обсадной трубы 54 и интервалами для обработки 58, 60 и 62 на внешней стороне обсадной трубы 54. Отклоняющие агенты 72 предпочтительно имеют размер, обеспечивающий, по существу, закупорку перфораций 66 при размещении в них. Отклоняющие агенты для избирательной закупорки пласта 72 после вышеупомянутого размещения таким образом реализуют эффективное закрытие данных перфораций 66 вплоть до такого момента времени, когда произойдут обращение градиента давления и высвобождение отклоняющих агентов, или когда отклоняющие агенты 72 растворятся по истечении определенного периода времени вследствие изменений в окружающей их среде (например, при вводе воды).

Отклоняющие агенты 72 будут иметь тенденцию сначала закупоривать перфорации 66, через которые рабочая жидкость для гидравлического разрыва пласта 70 протекает быстрее всего. Предпочтительное закрытие перфораций 66, характеризующихся высоким расходом, 66 имеет тенденцию выравнивать обработку интервалов для обработки 58, 60 и 62 по всему перфорированному интервалу. Для обеспечения максимальной эффективности при размещении в перфорациях 66 отклоняющие агенты 72 должны характеризоваться плотностью, меньшей плотности рабочей жидкости, для обработки 70 в стволе буровой скважины при условиях по температуре и давлению, встречающихся внутри скважины в перфорированной области. В общем случае и в соответствии с данным аспектом настоящего изобретения отклоняющий агент 72 будет иметь, по меньшей мере, по существу внешнюю поверхность, образованную коллагеном или смесью коллагенов. Количество отклоняющих агентов 72, необходимое во время проведения ремонта или обработки буровой скважины, зависит от целей и характеристик индивидуальной буровой скважины и используемой обработки для интенсификации притока и может быть определено специалистом в соответствующей области техники.

В практике описанных способов используемые отклоняющий агент или среда, подходящая для отклонения потока рабочих жидкостей в выделенные интервалы для обработки, представляют собой отклоняющий агент настоящего изобретения, включающий частицы субстрата и медленно растворяющийся в воде коллагеновый внешний слой. В одном варианте реализации для того, чтобы уменьшить вероятность расслоения отклоняющего агента и рабочей жидкости, несущей частицы отклоняющего агента, может быть использован вариант данной коллагенсодержащей отклоняющей системы с нейтральной плавучестью. Отклоняющая система с «нейтральной плавучестью» представляет собой систему, в которой частицы отклоняющего агента суспендируют в несущей рабочей жидкости при наличии у них достаточно близких плотности или удельной массы для того, чтобы в результате получить смесь, в которой твердые компоненты отклоняющего агента в системе, по существу, не оседают и не всплывают при статических условиях. Такое расслоение в результате может привести, например, к накоплению отклоняющего агента в одном или нескольких местах в стволе буровой скважины и к забиванию колонны труб в секциях ствола буровой скважины. Кроме того, расслоение в результате может привести к потере отклонения вследствие перемещения отклоняющего агента из интервалов, подлежащих обработке. Отклоняющие системы с нейтральной плавучестью могут оказаться в особенности выгодными в буровых скважинах с большим наклоном ствола или с горизонтальным стволом, где гравитационное расслоение в отклоняющей системе с ненейтральной плавучестью может не позволить реализовать эффективные закупорку или уменьшение проницаемости по всей окружности поверхности пласта, вскрытой в стволе буровой скважины, вследствие, например, миграции отклоняющего агента вверх или вниз в секции с большим наклоном ствола или в горизонтальной секции ствола буровой скважины.

Отклоняющие агенты, которые можно использовать, включают отклоняющие агенты настоящего изобретения, имеющие медленно растворяющееся в воде внешнее покрытие, индивидуально или в комбинации с любым агентом для избирательной закупорки пласта (например, растворимым в масле, растворимым в кислоте и так далее), подходящим для использования при отклонении последующих рабочих жидкостей для обработки в интервалы, с пониженной приемистостью. Одним подходящим для использования отклоняющим агентом в соответствии с настоящим изобретением является отклоняющий агент, которым, по существу, является коллаген. Примеры подходящих для использования отклоняющих агентов, которые можно объединять с отклоняющим агентом настоящего изобретения, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: хлопья бензойной кислоты, воск (такой как «Divert VI», доступный в компании BJ Services), гильсонит или юинтаит цементной марки, полимеры (в том числе нижеследующие, но не ограничиваясь только ими: природные полимеры, такие как гуаровая камедь, или синтетические полимеры, такие как полиакрилат), каменная соль и тому подобное. Другие типы подходящих для использования агентов для избирательной закупорки пласта, которые можно использовать, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: растворимые в кислоте агенты для избирательной закупорки пласта, такие как те, что описываются в патенте США № 3353874, и частицы фталимида, такие как те, что описываются в патенте США № 4444264.

В одном варианте реализации настоящего изобретения может быть использован любой тип несущей рабочей жидкости, характеризующейся плотностью, подходящей для использования при получении системы отклоняющего агента с нейтральной плавучестью, в том числе природный или синтетический рассолы (такие как KCl-вода и тому подобное) и несущие рабочие жидкости, включающие гелеобразователи (такие как обычные или синтетические полимеры) или другие утяжелители, известные на современном уровне техники. Гильсонит цементной марки (также известный под наименованием «Uintate») представляет собой природный ассортимент асфальтов, которые измельчают и сортируют до получения многофракционных частиц. Данную композицию отклоняющего агента на буровой площадке можно смешивать со специальной химически модифицированной пресной водой (водой, содержащей, например, от приблизительно 0,05% до приблизительно 1% смачивающего поверхностно-активного вещества) для диспергирования гильсонита и необязательно с утяжелителем (включающим нижеследующее, но не ограничивающимся только им: соли, такие как KCl, NH4Cl, NaCl, CaCl2 и тому подобное) для регулирования плотности и/или стабилизации глин в пласте и с гелеобразователем (полимером, таким как гуаровая камедь, гидроксипропиловое производное гуаровой камеди, карбоксиметилгидроксипропиловое производное гуаровой камеди, карбоксиметилгидроксиэтиловое производное целлюлозы, ксантановая камедь, карбоксиметиловое производное целлюлозы и тому подобное) для регулирования вязкости и/или уменьшения сопротивления течению.

Отклоняющий агент настоящего изобретения предпочтительно присутствует в несущей рабочей жидкости с концентрациями в диапазоне от приблизительно 0,001 фунта на один галлон до приблизительно 10 фунтов на один галлон несущей жидкости, но также могут быть использованы и концентрации вне данного диапазона. Наиболее предпочтительные концентрации отклоняющих агентов находятся в диапазоне от приблизительно 0,01 до приблизительно 6 фунтов на один галлон несущей рабочей жидкости. Концентрации отклоняющего агента, меньшие приблизительно 0,001 фунта на один галлон, не обеспечат легкой закупорки пластов в случае использования в объемах несущих рабочих жидкостей, которые обычно доступны на буровой площадке нефтяной буровой скважины. Для обеспечения надлежащей закупорки пластов при концентрациях, меньших 0,001 фунта на один галлон, потребуются последовательно все более значительные объемы несущей рабочей жидкости.

Концентрации отклоняющего агента, превышающие приблизительно 10 фунтов на один галлон, в ощутимой степени не будут увеличивать эффективность отклонения потока рабочей жидкости для обработки и поэтому не особенно желательны при реализации настоящего изобретения.

Несущая жидкость обычно образована из воды, рассола, водных растворов кислоты или гелеобразных растворов кислоты. Гелеобразование в растворах кислоты можно вызывать при помощи целлюлоз, камедей, полисахаридов, полиакриламидов, алкоксилированных жирных аминов и их смесей.

Когда будет начата обработка, отклоняющий агент к несущей рабочей жидкости можно будет добавлять непрерывно по мере того, как рабочую жидкость для обработки будут закачивать в ствол буровой скважины, или же к несущей рабочей жидкости его можно будет добавлять в интервалах между стадиями обработки. Например, в методиках кислотной обработки отклоняющий агент можно добавлять к рабочей жидкости для кислотной обработки непрерывно. Таким образом отклоняющий агент будет последовательно закупоривать части пласта, подвергаемого обработке, тем самым препятствуя стремлению кислоты перетекать только в наиболее проницаемые части пласта и вместо этого формируя пласт, подвергнутый равномерной кислотной обработке. В случае постадийного закачивания рабочей жидкости для обработки за первой стадией следует ввод объема отклоняющего материала, образованного несущей рабочей жидкостью, обычно подвергнутой гелеобразованию или эмульгированной водой, или кислотой, содержащей закупоривающий агент. Отклоняющий агент закупоривает часть пласта, в который проникла рабочая жидкость для обработки первой стадии. После этого в еще одну часть пласта закачивают рабочую жидкость для обработки второй стадии. Для получения пласта, подвергнутого равномерной кислотной обработке, можно продолжить чередование объемов рабочей жидкости для обработки и материала для избирательной закупорки пласта. Несмотря на то, что при обработках для гидравлического разрыва пласта можно использовать ту же самую методику непрерывного ввода отклоняющего агента в несущую рабочую жидкость, в ходе проведения операций по гидравлическому разрыву пласта отклоняющего агента обычно добавляют к несущей рабочей жидкости партиями.

Жидкость для гидравлического разрыва пласта, как известно, преимущественно перетекает в ту часть подземного пласта, которая легче всего принимает жидкость. После гидравлического разрыва данной части пласта к жидкости для гидравлического разрыва пласта можно добавлять закупоривающий агент для того, чтобы он закупорил бы часть пласта, уже подвергнутую гидравлическому разрыву. Поскольку рабочая жидкость для гидравлического разрыва пласта преимущественно перетекает в зону трещины, она вместе с собой будет переносить закупоривающий агент. Таким образом, зона, подвергнутая гидравлическому разрыву пласта, будет закупорена, и поток рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта будет отклонен от наиболее проницаемой части пласта, которая все еще будет принимать рабочие жидкости.

Реализацию данного способа гидравлического разрыва пласта и избирательной закупорки пласта в одном аспекте настоящего изобретения можно повторить для получения нескольких трещин.

Отклоняющий агент удаляют из пласта в результате сублимации отклоняющего агента или в результате солюбилизации отклоняющего агента под действием добываемых флюидов. Увеличение температур пласта в результате приводит к получению большей скорости растворения или сублимации отклоняющего агента. Например, было обнаружено то, что при приблизительно 250°F приблизительно 80 массовых процентов слегка растворяющегося в воде коллагена будет сублимироваться в течение 24 часов, в то время как при 300°F в течение 24 часов будут сублимироваться приблизительно 95 массовых процентов, а при температуре, равной приблизительно 400°F, в течение приблизительно 24 часов будут сублимироваться/растворяться приблизительно 99% слегка растворяющегося в воде коллагена. Это демонстрирует увеличение скорости сублимации/растворения отклоняющего агента при увеличении температуры пласта.

Следующие далее примеры включаются для демонстрации предпочтительных вариантов реализации изобретения. Специалисты в соответствующей области техники должны понимать то, что методики, описанные в примерах, которые следуют далее, представляют собой методики, которые, как было обнаружено изобретателями, хорошо работают при практической реализации изобретения, и таким образом они могут рассматриваться как образующие предпочтительные варианты его реализации на практике. Однако в свете настоящего описания специалисты в соответствующей области техники должны понимать то, что в конкретные варианты реализации, которые описываются, может быть внесено множество изменений, которые все еще будут приводить к подобному или похожему результату без отклонения от объема изобретения.

ПРИМЕРЫ

Пример 1: Прогностический пример

Следующий далее прогностический пример описывает способ того, как растворимое покрытие на расклинивающем наполнителе или наполнителях настоящего изобретения можно использовать для отклонения направления роста трещины и увеличения трещин в продуктивной зоне нефтяной или газовой буровой скважины. Первичное назначение расклинивающего наполнителя с нанесенным растворимым покрытием заключается в определении верхней и нижней границ в полученной при гидравлическом разрыве пласта вертикальной трещине таким образом, чтобы основное направление роста продолжало бы соответствовать направлению в длину изнутри наружу от ствола буровой скважины. Данная дополнительная длина проводящей трещины способствует дренированию дополнительных областей продуктивного пласта, что в результате наличия большей длины трещины делает возможными улучшение добычи нефти, газа и/или утилизации воды и формирование более значительных расходов.

При использовании материалов расклинивающих наполнителей с нанесенным растворимым покрытием настоящего изобретения можно осуществить следующие далее стадии.

1. При использовании маловязкой рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта устанавливают расход при нагнетании для гидравлического разрыва пласта.

2. Расклинивающий наполнитель с нанесенным растворимым покрытием, такой как скорлупа грецких орехов с нанесенным покрытием из сшитого коллагена, боксит с нанесенным покрытием из сшитого коллагена или комбинация обоих данных вариантов, добавляют в ванну смесителя для того, чтобы получить суспензию в рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта.

3. Рабочую жидкость для гидравлического разрыва пласта, включающую расклинивающий наполнитель с нанесенным растворимым покрытием, закачивают внутрь скважины. Первая часть суспензии поступает в первоначальную трещину, забирая основную часть рабочей жидкости. В результате жидкость медленно закупоривает границы сформированной трещины благодаря использованию растворимого отклоняющего агента, такого как коллаген, который медленно размягчается и набухает в рабочей жидкости.

4. Как только в первой трещине расход уменьшится или значительно понизится, начнет нарастать давление вплоть до того момента, когда еще одна линия тока, трещина или зона начнет принимать суспензию, содержащую расклинивающий наполнитель с нанесенным растворимым покрытием.

5. В том случае, когда расклинивающим наполнителем с нанесенным растворимым покрытием должны быть ограничены как верхняя, так и нижняя части трещины, предпочтительным будет использование двух различных плотностей расклинивающего наполнителя. Например, на частицы боксита высокой плотности наносят растворимое коллагеновое покрытие, которое медленно размягчается и набухает тогда, когда при гидравлическом разрыве пласта они опускаются в нижнюю часть сформированной вертикальной трещины. Для замедления роста в вертикальной трещине вверх к нагнетаемой рабочей жидкости добавляют второй расклинивающий наполнитель низкой плотности, такой как скорлупа грецких орехов с нанесенным растворимым покрытием. Когда нагнетаемая рабочая жидкость достигнет пласта, расклинивающий наполнитель с нанесенным покрытием из растворимого материала низкой плотности будет всплывать в вертикальной трещине и уменьшать потери рабочей жидкости и рост в направлении снизу вверх.

6. Поскольку в трещину все еще продолжают нагнетание рабочей жидкости при расходе и давлении, превышающими расход и давление для гидравлического разрыва пласта, трещина продолжит расти в направлении от ствола буровой скважины, и регулирование роста трещины будут осуществлять при регулировании расхода рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта. Нагнетание продолжают до тех пор, пока обычный расклинивающий наполнитель не заполнит трещину, давление не достигнет предварительно заданного предела, или до тех пор, пока не добьются нагнетания общего запланированного объема.

7. Как только рост вверх и вниз уменьшится, в пласт начинают нагнетать стандартные расклинивающие наполнители с нанесенным нерастворимым покрытием, такие как песок Ottawa Sand (20/40), керамика или любое количество расклинивающих наполнителей с нанесенным смоляным покрытием. Закачивание продолжают до тех пор, пока в сформированных трещинах не будет размещено все количество указанного расклинивающего наполнителя (или расклинивающих наполнителей).

8. Буровую скважину останавливают, а закачивающее оборудование извлекают.

9. Буровую скважину возвращают в эксплуатацию, а растворимое коллагеновое покрытие на скорлупе грецких орехов или боксите удаляется, поскольку растворимое покрытие на расклинивающем наполнителе вода в пласте с течением времени растворяет.

Пример 2: Методика определения скорости и степени растворения полимера

На песчаный субстрат наносили покрытия из различных водорастворимых полимеров:

Химическое наименование Торговое наименование Поставщик
Поли(этилен)оксид WSR 80 Dow Chemicals
Поли(пропилен)оксид WSRN 750 Dow Chemicals
Поли(пропилен)оксид UCAR309 Dow Chemicals
Поли(молочная кислота) PLA6551-D E&M specialties
Поли(молочная кислота) PLA5600 E&M specialties
Поли(винилацетат/виниловый спирт) PVA/Hydrolene Idroplax Inc.
Коллаген 1 Glue 512 Milligans и Higgins
Коллаген 2 GM Bond Hormel foods

После этого для определения скорости и степени растворимости использовали следующую далее методику испытаний.

Определяют совокупную массу полимера на песке при использовании обычной методики ППП. К 1 литру воды добавляют 500 граммов песка с нанесенным покрытием. Берут 400 мм фильтровальной бумаги и взвешивают ее на аналитических весах вплоть до 4 десятичного разряда. Подготавливают аппарат для вакуумного фильтрования, используя 400 мм фильтровальной бумаги, перфорированную керамическую воронку, 2-литровую колбу Эрленмейера с боковым отверстием, соединенным с вакуумным насосом резиновой трубкой. Суспензию, включающую песок с нанесенным покрытием и воду, фильтруют через 400 мм фильтровальной бумаги по истечении каждого интервала продолжительностью в одну минуту. Песок с нанесенным покрытием не забывают добавлять обратно в «отфильтрованную» воду. После завершения фильтрования фильтровальную бумагу с перфорированной воронки удаляют и дают ей высохнуть, храня ее в эксикаторе. Фильтровальную бумагу взвешивают. Это объединенная масса растворенного полимера и фильтровальной бумаги, и таким образом она должна превышать массу фильтровальной бумаги до ее использования в процессе фильтрования. % растворенного полимера рассчитывают при использовании следующей далее формулы:

Х = ((С-В)/А)х100,

где Х = процентное содержание растворенного полимера,

А = масса (г) полимера на зернах песка,

В = масса (г) фильтра до процесса фильтрования,

С = масса (г) фильтра после процесса фильтрования.

Частицы, которые набухают, а потом растворяются Частицы, которые растворяются без набухания
UCAR309 WSR 80
COLLAGEN 1 WSRN750
COLLAGEN 2 PLA 6551-D
PLA 5600

Результаты данной методики испытаний заключались в том, что полиэтиленоксид (WSR 80 от компании Dow Chemical) достигает полного растворения при 80°F в течение приблизительно 300 минут, при 150°F для этого требуется приблизительно 180 минут, а при 200°F для этого требуется приблизительно 90 минут.

То же самое испытание проводили при использовании еще одного полимера. Данные результаты продемонстрировали то, что полимерный полипропиленоксид (WSRN 750 от компании Dow Chemical) достигает полного растворения при 80°F в течение приблизительно 390 минут, при 150°F для этого требуется приблизительно 320 минут, а при 200°F для полного растворения требуется приблизительно 245 минут.

Полимеры, которые набухают, демонстрируют 100%-ную растворимость в течение 30 минут, но анализ по методу микроскопии выявил удерживание на фильтровальной бумаге вследствие набухания, а не вследствие растворения. Образование гелеобразной массы и заметное увеличение объема суспензии песок/вода свидетельствуют о набухании полимера, а не о растворении полимера.

В свете настоящего описания все композиции, методы и/или способы, описанные и заявленные в настоящем документе, могут быть реализованы и осуществлены без излишнего экспериментирования. В то время, как композиции и способы данного изобретения были описаны на примере предпочтительных вариантов реализации, специалисту в соответствующей области техники должно быть очевидно то, что без отклонения от концепции и объема изобретения в композиции, методы и/или способы и в стадии или в последовательность стадий методов, описанных в настоящем документе, могут быть внесены изменения. Говоря более конкретно, должно быть очевидно то, что агенты, описанные в настоящем документе, могут быть заменены определенными агентами, которые им родственны как химически, так и физиологически, при одновременном получении тех же самых или подобных результатов. Все такие подобные замещения и модифицирования, очевидные специалисту в соответствующей области техники, рассматриваются как попадающие в объем и концепцию изобретения.

1. Отклоняющая жидкость для временной закупорки верхней и нижней частей обрабатываемого интервала в подземной формации путем подачи отклоняющей жидкости в отверстия, определяемые буровой скважиной, находящиеся в гидравлическом соединении с обрабатываемым интервалом, причем отклоняющая жидкость включает водную несущую жидкость, по существу, состоящую из воды, в которой диспергированы частицы первого отклоняющего агента и частицы второго отклоняющего агента, где частицы каждого из первого и второго отклоняющих агентов включают частицы субстрата расклинивающего наполнителя, имеющие водорастворимое полимерное покрытие, причем частицы первого отклоняющего агента имеют плотность, большую, чем плотность водной несущей жидкости, тогда как частицы второго отклоняющего агента имеют плотность, меньшую, чем плотность водной несущей жидкости, где водорастворимые полимеры частиц каждого из первого и второго отклоняющих агентов независимо выбирают из группы, состоящей из коллагена типа I, коллагена типа II, коллагена типа III, коллагена типа IV, коллагена типа V и их смесей.

2. Отклоняющая жидкость по п.1, где несущая жидкость является, по меньшей мере, одной из воды, рассола, водного раствора кислоты и гелеобразного раствора кислоты.

3. Отклоняющая рабочая жидкость по п.1 или 2, где плотность частиц первого отклоняющего агента в достаточной степени больше, чем плотность несущей жидкости, чтобы частицы первого отклоняющего агента, вводимого в обрабатываемый интервал из буровой скважины, могли оседать в нижнюю часть обрабатываемого интервала, формируя временную нижнюю границу, по существу, закупоривающую нижнюю часть обрабатываемого интервала по отношению к потоку жидкости через эту нижнюю границу, а плотность частиц второго отклоняющего агента в достаточной степени меньше, чем плотность несущей жидкости, чтобы частицы первого отклоняющего агента, вводимого в обрабатываемый интервал из буровой скважины, могли подниматься в верхнюю часть обрабатываемого интервала, формируя временную верхнюю границу, по существу, закупоривающую верхнюю часть обрабатываемого интервала по отношению к потоку жидкости через эту верхнюю границу.

4. Отклоняющая жидкость по п.1, где частицы субстрата расклинивающего наполнителя каждого из первого и второго отклоняющих агентов независимо выбирают из группы, состоящей из расклинивающих наполнителей из природного материала, кремнеземных расклинивающих наполнителей, керамических расклинивающих наполнителей, металлических расклинивающих наполнителей, синтетических органических расклинивающих наполнителей и их смесей, причем субстраты из частиц расклинивающего наполнителя первого и второго отклоняющих агентов отличны друг от друга.

5. Отклоняющая жидкость по п.1, где частицы субстрата расклинивающего наполнителя, по меньшей мере, одного из отклоняющих агентов представляют собой расклинивающий наполнитель с нанесенным смоляным покрытием.

6. Отклоняющая жидкость по п. 1, где частицы субстрата расклинивающего наполнителя каждого из первого и второго отклоняющих агентов имеют размер частиц в диапазоне от приблизительно 3 меш до приблизительно 200 меш.

7. Отклоняющая жидкость по п.1, где частицы, по меньшей мере, одного из первого и второго отклоняющих агентов дополнительно содержат водонерастворимый полимер.

8. Отклоняющая жидкость по п.7, где водонерастворимый полимер выбран из фенолоальдегидных новолачных полимеров и фенолоальдегидных резольных полимеров.

9. Отклоняющая жидкость по п.1, где интервалом может быть единственный интервал или множество интервалов.

10. Способ подготовки обрабатываемого интервала в подземном пласте для гидравлического разрыва пласта для повышения интенсификации притока из обрабатываемого интервала путем гидравлического разрыва, включающий закачивание отклоняющей жидкости по п.1 в обрабатываемый интервал, что приводит к тому, что
(a) частицы первого отклоняющего агента оседают в нижнюю часть обрабатываемого интервала, формируя временную нижнюю границу, по существу, закупоривающую нижнюю часть обрабатываемого интервала по отношению к потоку жидкости через эту нижнюю границу,
(b) а частицы второго отклоняющего агента поднимаются в верхнюю часть обрабатываемого интервала, формируя временную верхнюю границу, по существу, закупоривающую верхнюю часть обрабатываемого интервала по отношению к потоку жидкости через эту верхнюю границу.

11. Способ по п.10, где частицы субстрата расклинивающего наполнителя каждого из первого и второго отклоняющих агентов независимо выбирают из группы, состоящей из расклинивающих наполнителей из природного материала, кремнеземных расклинивающих наполнителей, керамических расклинивающих наполнителей, металлических расклинивающих наполнителей, синтетических органических расклинивающих наполнителей и их смесей, причем субстраты из частиц расклинивающего наполнителя первого и второго отклоняющих агентов отличны друг от друга.

12. Способ по п.11, где частицы субстрата расклинивающего наполнителя, по меньшей мере, одного из отклоняющих агентов представляют собой расклинивающий наполнитель с нанесенным смоляным покрытием.

13. Способ по п.10, где частицы субстрата расклинивающего наполнителя каждого из первого и второго отклоняющих агентов имеют размер частиц в диапазоне от приблизительно 3 меш до приблизительно 200 меш.

14. Способ по п.10, где частицы, по меньшей мере, одного из первого и второго отклоняющих агентов дополнительно содержат водонерастворимый полимер.

15. Способ по п.14, где водонерастворимый полимер выбран из фенолоальдегидных новолачных полимеров и фенолоальдегидных резольных полимеров.

16. Способ по п.10, где интервалом может быть единственный интервал или множество интервалов.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к улучшенным сферическим керамическим расклинивающим наполнителям для гидроразрыва нефтяных или газовых скважин. .

Изобретение относится к композиции, подходящей для использования при обработке подземных пластов. .

Изобретение относится к размещению твердой фазы в скважине или трещине. .

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 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 способам и композициям для определения геометрии трещины в подземных пластах. .
Изобретение относится к способам обработки подземных формаций для повышения добычи углеводорода из скважины. .

Изобретение относится к жидкостным системам вязкоупругих поверхностно-активных веществ - VES. .

Изобретение относится к способу обработки подземного пласта, через который проходит скважина. .

Изобретение относится к улучшенным сферическим керамическим расклинивающим наполнителям для гидроразрыва нефтяных или газовых скважин. .

Изобретение относится к композиции, подходящей для использования при обработке подземных пластов. .
Изобретение относится к загущенным водным жидкостям для обслуживания скважин. .
Изобретение относится к загущенным водным жидкостям для обслуживания скважин. .
Изобретение относится к загущенным водным жидкостям для обслуживания скважин. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважинах и может быть использовано с применением колтюбинга.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к составу для изоляции зон поглощений в трещиновато-кавернозных коллекторах в условиях интенсивных (катастрофических) поглощений в широком диапазоне температур.
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологии разглинизации призабойной зоны пласта
Наверх