Способ технологической обработки подземных формаций с помощью модифицированных гелеобразующих агентов (варианты)

Авторы патента:

 


Владельцы патента RU 2435945:

ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)

Изобретения относятся к области обработки подземных формаций. Технический результат - получение модифицированных загущающих агентов. Способ обработки подземной формации загущенной жидкостью для обработки включает: объединение воды, карбонилсодержащего первого соединения и аминсодержащего второго соединения; где карбонилсодержащее первое соединение содержит по меньшей мере одну карбонильную группу и является или гелеобразующим агентом, или модифицирующим агентом, и аминсодержащее второе соединение содержит по меньшей мере одну аминогруппу и является гелеобразующим агентом, когда карбонилсодержащее первое соединение является модифицирующим агентом, и модифицирующим агентом, когда карбонилсодержащее первое соединение является гелеобразующим агентом; причем гелеобразующий агент представляет собой по меньшей мере одно из следующих соединений: полисахарид, природный полимер, биополимер или синтетический полимер, и модифицирующий агент представляет собой по меньшей мере одно из следующих соединений: галогенид, эпоксид, полисахарид, природный полимер, биополимер или синтетический полимер, взаимодействие по меньшей мере одной карбонильной группы первого соединения и по меньшей мере одной аминогруппы второго соединения с образованием модифицирующей связи и получением модифицированного гелеобразующего агента; и введение загущенной жидкости в часть подземной формации. Способ образования разлома части подземной формации с помощью загущенной жидкости для обработки включает указанные выше стадии, причем введение загущенной жидкости для обработки в часть подземной формации осуществляют под давлением, достаточным для создания или расширения в ней по меньшей мере одного разлома. 2 н. и 14 з.п. ф-лы.

 

Уровень техники

Настоящее изобретение относится к способам технологической обработки подземных формаций. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способам использования модифицированных гелеобразующих агентов в технологических жидкостях для обработки подземных формаций.

Жидкости для технологической обработки используют во многих операциях, проводимых на нефтяных и газовых скважинах. Такие процедуры включают, но не ограничиваются ими, разные операции по стимулированию добычи, такие как гидравлический разрыв пласта и операции по креплению скважин, например набивка гравием и заделка трещин.

Примером операции по стимулированию добычи с использованием технологической жидкости является гидравлический разрыв пласта. При этом технологическую жидкость, называемую специалистами разрывной жидкостью, закачивают через ствол скважины в подземную зону при соответствующих скорости и давлении, необходимых для образования или расширения разломов в нужной подземной зоне. Разрывная жидкость обычно представляет собой гель, эмульсию или пену, которые содержат специальное вещество, часто называемое расклинивающим наполнителем. Расклинивающий наполнитель используют для закачивания в трещину, и его роль заключается в том, что он, кроме всего прочего, поддерживает скважину открытой при сохранении проводящих каналов, через которые полученные жидкости могут вытекать после заканчивания обработки разрывов и стравливания гидравлического давления.

Примером операции по закачиванию скважины с использованием жидкости для обработки является набивка гравием. Набивка гравием применяется также для уменьшения переноса частиц формаций в ствол скважины. При набивке гравием частицы, называемые специалистами гравием, вносят в канал скважины в обрабатываемой подземной зоне с помощью вспомогательной жидкости, называемой жидкостью-носителем. При этом частицы суспендируют в жидкости-носителе, которую можно сделать более вязкой, и жидкость-носитель закачивают в ствол скважины, которую предстоит наполнить гравием. После того как частицы помещены в данную зону, жидкость-носитель уходит в подземную зону и/или возвращается на поверхность. Образовавшаяся гравийная набивка действует как фильтр для отделения твердой формации от образующихся жидкостей, позволяющий образующимся жидкостям вытекать в канал скважины и протекать через него. Хотя в настоящее время более распространены операции набивки гравием без применения фильтра, традиционные операции набивки гравием включают создание фильтра для внесения гравия в канал скважины и заполнение гравием окружающих отверстий между фильтром и каналом скважины, для того чтобы препятствовать переносу частиц формации через набивку вместе с образующимися жидкостями, причем канал скважины может быть ориентирован в любом направлении от вертикального до горизонтального и может иметь длину от сотен до тысяч футов. При набивке гравием его вводят в формацию в виде суспензии, полученной при смешении гравия с загущенной жидкостью для обработки. Такие набивки гравием можно использовать для стабилизации формации при минимальном воздействии на производительность скважины. Кроме того, гравий защищает частицы от задержки их фильтром или их миграции вместе с образующимися жидкостями, а фильтр, кроме того, предотвращает попадание гравия в канал скважины.

В некоторых случаях процессы гидравлического разрыва пласта и набивки гравием объединяют в одну технологическую операцию для обеспечения стимулированной добычи и кольцевой набивки гравием для предотвращения образования песчаной формации. Такие операции часто называют «закрытие трещин». В некоторых случаях обработку заканчивают сборкой фильтра для набивки гравием там, где проводится гидравлический разрыв пласта, при прокачке через кольцевое пространство между креплением и фильтром. В этом случае гидравлический разрыв пласта заканчивается на фильтре за счет создания условий для образования кольцевой гравийной набивки между фильтром и креплением. Это позволяет совместить гидравлический разрыв пласта и набивку гравием в одной операции. В других случаях гидравлическую обработку можно проводить перед установкой фильтра и введением гравия.

Для приготовления технологических жидкостей, обычно используемых в подземных операциях, известны разные способы. Часто используют полисахарид или синтетический полимерный гелеобразующий агент для повышения вязкости водной технологической жидкости, а также для облегчения переноса расклинивающего наполнителя и уменьшения потерь жидкости при обработке формации. Часто для дальнейшего повышения вязкости жидкости добавляют сшивающий реагент типа соединения металла, предназначенный для упрочнения или «поперечного сшивания» полимерного гелеобразующего агента.

Распространенным гелеобразующим агентом для технологических жидкостей является гуар, полисахарид галактоманнитного типа, из которого можно путем сшивки приготовить высокоустойчивый гель для суспендирования и который можно при желании сравнительно легко разрушить (т.е. вязкость технологической жидкости, загущенной с помощью гуара, можно при необходимости уменьшить). Благодаря своей распространенности, дешевизне и геометрии, благоприятной для структурирования, гуар является гелеобразующим агентом, наиболее часто используемым в составе технологических жидкостей.

Можно также использовать модифицированные гелеобразующие агенты. Модифицированные полисахариды, используемые в настоящее время при обработке подземных формаций, обычно получают, внося полисахарид (обычно гуар) в среду с высоким рН (обычно рН примерно 11 или выше) и подвергая полисахарид взаимодействию с реакционноспособной группой, содержащей нужный модифицирующий фрагмент. К числу таких реакционноспособных групп относятся галогениды и эпоксиды. Наиболее часто в качестве модифицирующих агентов используют хлоруксусную кислоту, хлорацетат натрия, этиленоксид и пропиленоксид. Существует настоятельная необходимость в разработке промышленного способа получения модифицированного полисахарида, пригодного для подземной технологической обработки, без скидок на жесткие условия реакции и без дополнительных стадий процесса.

Сущность изобретения

Настоящее изобретение относится к способам обработки подземных формаций. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способам использования модифицированных гелеобразующих агентов в технологических жидкостях для обработки подземных формаций.

Один вариант настоящего изобретения предлагает способы обработки подземной формации загущенной жидкостью для обработки, включающие приготовление смеси воды, карбонилсодержащего первого соединения и аминсодержащего второго соединения; причем карбонилсодержащее первое соединение содержит по меньшей мере одну карбонильную группу и является или гелеобразующим агентом, или модифицирующим агентом, а аминсодержащее второе соединение содержит по меньшей мере одну аминогруппу и является гелеобразующим агентом, когда карбонилсодержащее первое соединение является модифицирующим агентом, и модифицирующим агентом, когда карбонилсодержащее первое соединение является гелеобразующим агентом; взаимодействие по меньшей мере одной карбонильной группы первого соединения и по меньшей мере одной аминогруппы второго соединения с образованием модифицирующей связи и формированием модифицированного гелеобразующего агента; и введение загущенной жидкости для обработки в часть подземной формации.

Другой вариант настоящего изобретения предлагает способы гидравлического взрыва части подземной формации с помощью загущенной жидкости для обработки, содержащей воду, карбонилсодержащее первое соединение и аминсодержащее второе соединение; причем карбонилсодержащее первое соединение содержит по меньшей мере одну карбонильную группу и является или гелеобразующим агентом, или модифицирующим агентом, а аминсодержащее второе соединение содержит по меньшей мере одну аминогруппу и является гелеобразующим агентом, когда карбонилсодержащее первое соединение является модифицирующим агентом, и модифицирующим агентом, когда карбонилсодержащее первое соединение является гелеобразующим агентом; причем по меньшей мере одна карбонильная группа первого соединения и по меньшей мере одна аминогруппа второго соединения могут образовать модифицирующую связь с образованием модифицированного гелеобразующего агента; при введении загущенной жидкости для обработки в часть подземной формации под давлением, достаточным для образования в нем или расширения по меньшей мере одной трещины.

Особенности и преимущества настоящего изобретения станут очевидны специалистам после ознакомления с описанием вариантов, приведенных ниже.

Подробное описание

Настоящее изобретение относится к способам обработки подземных формаций. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способам использования модифицированных гелеобразующих агентов в жидкостях для обработки подземных формаций.

Модифицированные гелеобразующие агенты настоящего изобретения можно использовать для загущения жидкости для обработки на водной основе. Они обычно представляют собой карбонилсодержащее первое соединение, содержащее по меньшей мере одну карбонильную группу, и аминсодержащее второе соединение, содержащее по меньшей мере одну аминогруппу. В некоторых вариантах настоящего изобретения первое соединение является гелеобразующим агентом и второе соединение является модифицирующим агентом. В других вариантах первое соединение является модифицирующим агентом, а второе соединение - гелеобразующим агентом. При комбинировании карбонилсодержащее первое соединение и аминсодержащее второе соединение образуют модифицированный гелеобразующий агент. В некоторых вариантах гелеобразующий агент представляет собой полисахарид. В других вариантах модифицированные гелеобразующие агенты настоящего изобретения могут лишиться модифицирующих свойств при изменении рН среды, в которой оказывается модифицирующий агент, аналогично тому, как можно разрушить сшитые борные гели. Модифицирующие связи, которые могут образовать модифицированные гелеобразующие агенты настоящего изобретения, обычно стабильны в средах от кислой (рН примерно 4) до щелочной (рН примерно 11).

Гелеобразующие агенты (которые могут представлять собой либо карбонилсодержащее первое соединение, либо аминсодержащее второе соединение), пригодные для использования в настоящем изобретении, обычно содержат природный полимер, биополимер, синтетический полимер или их комбинацию. В способах и композициях настоящего изобретения допускается использование разных гелеобразующих агентов, включая, но не ограничиваясь ими, гидратируемые полимеры, содержащие одну или более функциональных групп, таких как гидроксил, транс-гидроксил, цис-гидроксил, карбоновые кислоты, производные карбоновых кислот, сульфат, сульфонат, фосфат, фосфонат, амино- или амидогруппы. В некоторых характерных вариантах гелеобразующими агентами могут быть полисахариды и их производные, содержащие одну или более из следующих моносахаридных групп: галактозу, маннозу, глюкозу, ксилозу, арабинозу, фруктозу, глюкуроновую кислоту или пиранозилсульфат. Примеры подходящих полимеров включают, но не ограничиваются ими, гуаровую камедь и его производные, такие как гидроксипропил гуар и карбоксиметилгидроксипропил гуар, производные целлюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлоза, и бактериальные полисахариды, такие как ксантан. Кроме того, можно использовать синтетические полимеры и сополимеры, содержащие указанные выше функциональные группы. Примеры таких синтетических полимеров включают, но не ограничиваются ими, полиакрилат, полиметакрилат, полиакриламид, поливиниловый спирт и поливинилпирролидон. В других вариантах молекула гелеобразующего агента может быть деполимеризована. Используемый здесь термин «деполимеризован» обычно означает уменьшение молекулярной массы молекулы гелеобразующего агента. Деполимеризованные молекулы гелеобразующего агента описаны в патенте США № 6488091 от 3 декабря 2002 г., Weaver et al., соответствующая часть которого включена в качестве ссылки. Подходящие гелеобразующие агенты обычно присутствуют в жидкостях для обработки настоящего изобретения в количестве от примерно 0,1 до примерно 5 мас.% в расчете на воду в его составе. В некоторых типичных вариантах гелеобразующие агенты присутствуют в жидкости для обработки настоящего изобретения в количестве от примерно 0,2% до примерно 1 мас.% в расчете на воду в его составе.

Модифицирующие агенты являются соединениями, которые могут химически присоединяться к гелеобразующему агенту с образованием модифицированного гелеобразующего агента. Химическая связь, возникающая между модифицирующим агентом и гелеобразующим агентом, может быть временной, обратимой или постоянной. Хотя модифицирующие агенты часто представляют собой относительно малые дискретные молекулы, они могут быть также и полимерами. Вообще описанные выше свойства гелеобразующих агентов (они могут быть природными полимерами, биополимерами, синтетическими полимерами или их комбинацией) относятся в равной мере к соединениям, пригодным для использования в качестве модифицирующих агентов настоящего изобретения. Специалист может выбрать тип модифицированного гелеобразующего агента, который предполагается использовать для конкретной технологической обработки подземного объекта.

Карбонилсодержащее первое соединение, независимо от того, является ли оно гелеобразующим агентом или модифицирующим агентом, должно содержать группу, способную образовать модифицирующую связь с аминсодержащей группой. Подходящие карбонильные группы включают, но не ограничиваются ими, кетонные и альдегидные группы. В некоторых вариантах первое соединение можно окислить с образованием карбонильной группы. Подходящие окислители включают, но не ограничиваются ими, иодную кислоту, периодат (IO4-), соль иодной кислоты (например, периодат калия), гипохлоритную соль, бромид натрия, катализатор на основе ТЕМРО и их комбинации. В некоторых вариантах, когда соединение, которое модифицируется карбонильной группой, представляет собой гелеобразующий агент на основе полисахарида, количество использованного окислителя находится в интервале от примерно 0,1 мол.% до примерно 25 мол.% окислителя на мольный эквивалент безводных сахарных единиц, образующих полисахарид; в других вариантах количество окислителя находится в интервале от примерно 0,5 мол.% до примерно 15 мол.% и в еще одних вариантах количество окислителя находится в интервале от примерно 1 мол.% до примерно 10 мол.%. Степень окисления будет зависеть от необходимой устойчивости геля, времени структурирования и возможной потери вязкости основной жидкости в результате окисления - всех факторов, которые понятны специалистам.

В некоторых типичных вариантах первое соединение можно окислить или модифицировать иначе - таким образом, чтобы оно содержало карбонильную группу до того, как оно будет введено в жидкость для обработки. В других вариантах первое соединение можно окислить или модифицировать иначе - таким образом, чтобы карбонильная группа появилась сразу после ее введения в жидкость для обработки. В некоторых из таких вариантов окислитель, способный взаимодействовать с первым соединением с образованием карбонилсодержащего первого соединения, добавляют к жидкости для обработки и первое соединение модифицируют непосредственно в жидкости для обработки, вводя в него карбонильную группу. Специалистам понятно, что для получения карбонилсодержащих первых соединений, пригодных для использования в настоящем изобретении, можно использовать другие способы введения карбонильной группы, помимо окисления, такие как модифицирование соединения карбонилсодержащим химическим соединением. Можно ввести такое количество карбонильных групп в первое соединение, чтобы достичь определенной степени модифицирования; например, когда необходима более высокая степень модифицирования, первое соединение может быть модифицировано таким образом, что будет содержать большее число карбонильных фрагментов.

Аминсодержащее второе соединение, независимо от того, является ли оно гелеобразующим агентом или модифицирующим агентом, должно содержать аминогруппу, способную образовать модифицирующую связь с карбонилсодержащим фрагментом. Аминный фрагмент второго соединения сам способен образовать иминную функциональную группу или енаминную функциональную группу. Подходящие аминные фрагменты включают первичные и вторичные амины. Подходящие аминсодержащие фрагменты включают, но не ограничиваются ими, гидразидную группу (т.е. NH2-NH-CO-), гидразиновую группу (т.е. -NH-NH2); диамины, такие как этилендиамин, диаминогексан или аминокислоты; полиэтиленимин; полиаллиламин; белки и пептиды или их комбинации. В некоторых вариантах способов настоящего изобретения аминсодержащее второе соединение может быть полимером. Можно ввести такое количество аминогрупп во второе соединение, чтобы достичь определенной степени модифицирования; например, если необходима более высокая степень модифицирования, второе соединение может быть модифицировано таким образом, чтобы оно содержало большее число аминогрупп.

Карбонилсодержащие первые соединения и аминсодержащие вторые соединения, пригодные для использования в жидкостях для обработки настоящего изобретения, способны взаимодействовать с образованием одной или более модифицирующих связей и таким образом формировать модифицированный гелеобразующий агент. В общем случае такая модифицирующая связь образуется при взаимодействии карбонильной группы карбонилсодержащего первого соединения с аминогруппой аминсодержащего второго соединения. Реакция может привести к карбиноламину, имину, енамину или их комбинации. Устойчивость любого полученного имина или енамина может зависеть от рН, температуры или обоих этих факторов. Например, имин может образоваться в мягких условиях при рН от примерно 3 до примерно 10 и при умеренных температурах от примерно 10°С до примерно 75°С. При реакции карбонильного и аминного фрагментов образуется модифицирующая связь, которая и создает модифицирующий гелеобразующий агент.

Поскольку иминная или енаминная группа может использоваться для образования модифицирующей связи, в некоторых вариантах вновь образованная модифицирующая связь может быть упрочнена путем восстановления имина или енамина до амина, например, с помощью восстановительного аминирования. В результате такой реакции восстановления модифицирующая связь становится существенно менее обратимой. Восстановление можно провести с помощью подходящего восстановителя. Подходящие легкодоступные восстановители включают, но не ограничиваются ими, боргидриды и цианборгидриды. В некоторых типичных вариантах восстановителем служит боргидрид натрия (NaBH4). Выбор восстановителя по меньшей мере частично зависит от требуемой силы восстановителя; например, в некоторых условиях боргидриды могут восстанавливать как имин, так и карбонильные группы, в то время как цианборгидриды легче восстанавливают иминогруппы. Специалисты благодаря этому изобретению смогут подобрать соответствующий восстановитель для использования в зависимости от специфики гелеобразующего агента, специфики модифицированного агента и других факторов.

Модифицированные гелеобразующие агенты настоящего изобретения можно использовать для загущения жидкостей для подземной обработки, таких как разрывные жидкости, жидкости для набивки гравием и жидкости для гидроразрыва с установкой сетчатого фильтра. Некоторые из таких жидкостей для подземной обработки содержат частицы, пригодные для подземных работ. Подходящие частицы включают, например, гравий, песок, гранатную крошку, стекло, скорлупу орехов, шелуху семян, нейлоновые гранулы, алюминиевые гранулы, бокситные материалы, керамические материалы, полимерные материалы, пластики, смолистые материалы, полимерные материалы из ореховой скорлупы, их сочетание и т.п. Подходящие размеры находятся в интервале от примерно 4 до примерно 100 меш США. В некоторых типичных вариантах частицы имеют размер от примерно 10 до примерно 70 меш США. В некоторых характерных воплощениях частицы можно вносить в жидкость для подземной обработки, и они, в частности, действуют как гравий, как расклинивающая жидкость или агент образования мостиковой связи при регулировании утечки жидкости. В некоторых вариантах частицы могут быть по меньшей мере частично покрыты смолой, клейким реагентом или другим отвердителем.

В некоторых вариантах настоящего изобретения модифицированные гелеобразующие агенты могут быть структурированы для еще большего повышения вязкости жидкости для обработки, содержащей модифицированный гелеобразующий агент. Подходящие сшивающие агенты обычно представляют собой по меньшей мере один металл, способный сшить по меньшей мере две молекулы гелеобразующего агента. Примеры подходящих сшивающих агентов включают, но не ограничиваются ими, соединения циркония, такие как, например, лактат циркония, лактат триэтаноламинциркония, карбонат циркония, ацетилацетонат циркония, малонат циркония, цитрат циркония и лактат диизопропиламинциркония; соединения титана, такие как, например, лактат титана, малонат тинана, цитрат титана, титанаммонийлактат, триэтаноламинтитан и ацетилацетонат титана; соединения алюминия, например, лактат алюминия или цитрат алюминия; соединения сурьмы; соединения хрома; соединения железа; соединения меди; соединения цинка или их комбинации. Примером подходящего и доступного промышленного сшивающего агента на основе циркония является «CL-24» от Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Oklahoma. Примером подходящего и доступного промышленного сшивающего агента на основе титана является «CL-39» от Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Oklahoma. Подходящие сшивающие агенты обычно вводят в загущенные жидкости для обработки настоящего изобретения в количестве, достаточном для получения необходимой степени структурирования (сшивки) молекул гелеобразующего агента. В некоторых типичных вариантах настоящего изобретения сшивающие агенты присутствуют в количестве от примерно 0,001 до примерно 10 мас.% в расчете на воду в составе жидкости для обработки. В некоторых типичных вариантах настоящего изобретения сшивающие агенты присутствуют в загущенных жидкостях для обработки настоящего изобретения в количестве от примерно 0,01 до примерно 1 мас.% в расчете на воду в составе жидкости для обработки. Специалисты с помощью данного изобретения смогут выбрать точный тип и количество сшивающего агента в зависимости от таких факторов, как специфика гелеобразующего агента, необходимая вязкость и условия формирования.

В жидкостях для обработки настоящего изобретения могут также присутствовать дополнительные добавки, которые покажутся уместными специалисту, благодаря данному изобретению. Примеры таких добавок включают, но не ограничиваются ими, буферы, поверхностно-активные вещества, ингибиторы образования отложений, стабилизаторы глины, вспенивающие агенты, реагенты, регулирующие содержание силикатов, антивспенивающие реагенты, соединения, повышающие текучесть, стабилизаторы, биоциды, биостатические агенты или их комбинации. Кроме того, к технологической жидкости можно добавлять традиционные сшивающие агенты наряду с аминными сшивающими агентами настоящего изобретения.

Жидкости для обработки настоящего изобретения можно использовать для разных типов обработки подземных скважин, включающих, но не лимитируемых ими, образование разломов, набивку гравием, заливку трещин и тампонирование скважин. В некоторых типичных вариантах использования жидкости для обработки в сочетании с операциями образования разломов такие жидкости для гидравлического разрыва пласта, содержащие воду, карбонилсодержащее первое соединение, которое может быть гелеобразующим агентом или модифицирующим агентом, и аминсодержащее второе соединение, которое является гелеобразующим агентом, когда карбонилсодержащее соединение является модифицирующим агентом, или наоборот, можно вводить в подземную формацию под достаточным давлением для создания или расширения в ней одного или более разломов. После того как жидкости для гидравлического разрыва пласта выполнили свою функцию или спустя необходимый период времени, вязкость жидкости для гидравлического разрыва пласта можно уменьшить и жидкость удалить.

В некоторых типичных вариантах, когда технологические жидкости настоящего изобретения используют в сочетании с операциями набивки гравием, в участок канала скважины для набивки гравием вводят содержащую воду жидкость для набивки, а также карбонилсодержащее первое соединение, которое является гелеобразующим агентом или модифицирующим агентом, и аминсодержащее второе соединение, которое является гелеобразующим агентом, когда карбонилсодержащее соединение является модифицирующим агентом, или наоборот. После того как набивка гравием закончена, вязкость жидкости для набивки можно уменьшить и жидкость удалить.

Таким образом, настоящее изобретение применимо для достижения поставленных задач и реализации заявленных преимуществ. Хотя специалисты могут вносить разные изменения, такие изменения должны сочетаться с духом и объемом этого изобретения, определенными в прилагаемой формуле.

1. Способ обработки подземной формации загущенной жидкостью для обработки, включающий:
объединение воды, карбонилсодержащего первого соединения и аминсодержащего второго соединения;
где карбонилсодержащее первое соединение содержит по меньшей мере одну карбонильную группу и является или гелеобразующим агентом, или модифицирующим агентом, и
аминсодержащее второе соединение содержит по меньшей мере одну аминогруппу и является гелеобразующим агентом, когда карбонилсодержащее первое соединение является модифицирующим агентом, и модифицирующим агентом, когда карбонилсодержащее первое соединение является гелеобразующим агентом;
причем гелеобразующий агент представляет собой по меньшей мере одно из следующих соединений: полисахарид, природный полимер, биополимер или синтетический полимер, и модифицирующий агент представляет собой по меньшей мере одно из следующих соединений:
галогенид, эпоксид, полисахарид, природный полимер, биополимер или синтетический полимер,
взаимодействие по меньшей мере одной карбонильной группы первого соединения и по меньшей мере одной аминогруппы второго соединения с образованием модифицирующей связи и получением модифицированного гелеобразующего агента; и
введение загущенной жидкости в часть подземной формации.

2. Способ по п.1, в котором карбонилсодержащее первое соединение является гелеобразующим агентом и аминсодержащее второе соединение является модифицирующим агентом.

3. Способ по п.1, в котором карбонилсодержащее первое соединение является модифицирующим агентом и аминсодержащее второе соединение является гелеобразующим агентом.

4. Способ по п.1, в котором жидкость для подземной обработки имеет рН от примерно 4 до примерно 11.

5. Способ по п.1, в котором модифицированный гелеобразующий агент присутствует в жидкости для обработки в количестве от примерно 0,1 до примерно 5 мас.% в расчете на воду в составе жидкости для обработки.

6. Способ по п.1, в котором карбонилсодержащее первое соединение подвергают действию окислителя с образованием карбонильной группы, причем окислитель представляет собой по меньшей мере одно из соединений: перйодная кислота, перйодат, перйодатная соль, гипохлоритная соль, бромид натрия или катализатор на основе TEMPO.

7. Способ по п.1, в котором аминогруппа представляет собой по меньшей мере одну из: первичного амина, вторичного амина, гидразидной группы, гидразиновой группы, диаминосоединения, полиэтиленимина, полиаллиламина, белока или пептида.

8. Способ по п.1, в котором модифицирующую связь восстанавливают по реакции восстановительного аминирования.

9. Способ по п.1, в котором модифицированный гелеобразующий агент сшивают с помощью сшивающего агента, который представляет собой по меньшей мере одно из соединений: соединение циркония, соединение титана, соединение бора, соединение алюминия, соединение сурьмы, соединение хрома, соединение железа, соединение меди или соединение цинка, причем сшивающий агент присутствует в жидкости для обработки в количестве от примерно 0,001 до примерно 10 мас.% в расчете на воду в составе жидкости для обработки.

10. Способ образования разлома части подземной формации с помощью загущенной жидкости для обработки, включающий:
объединение воды, карбонилсодержащего первого соединения и аминсодержащего второго соединения;
где карбонилсодержащее первое соединение содержит по меньшей мере одну карбонильную группу и является или гелеобразующим агентом, или модифицирующим агентом, и
аминсодержащее второе соединение содержит по меньшей мере одну аминогруппу и является гелеобразующим агентом, когда карбонилсодержащее первое соединение является модифицирующим агентом, и модифицирующим агентом, когда карбонилсодержащее первое соединение является гелеобразующим агентом;
причем гелеобразующий агент представляет собой по меньшей мере одно из следующих соединений: полисахарид, природный полимер, биополимер или синтетический полимер, и модифицирующий агент представляет собой по меньшей мере одно из следующих соединений:
галогенид, эпоксид, полисахарид, природный полимер, биополимер или синтетический полимер,
взаимодействие по меньшей мере одной карбонильной группы первого соединения и по меньшей мере одной аминогруппы второго соединения с образованием модифицирующей связи и получением модифицированного гелеобразующего агента; и
введение загущенной жидкости для обработки в часть подземной формации под давлением, достаточным для создания или расширения в ней по меньшей мере одного разлома.

11. Способ по п.10, в котором жидкость для подземной обработки имеет рН от примерно 4 до примерно 11.

12. Способ по п.10, в котором модифицированный гелеобразующий агент присутствует в жидкости для обработки в количестве от примерно 0,1 до примерно 5 мас.% в расчете на воду в составе жидкости для обработки.

13. Способ по п.10, в котором карбонилсодержащее первое соединение подвергают действию окислителя с образованием карбонильной группы, причем окислитель представляет собой по меньшей мере одно из соединений: перйодная кислота, перйодат, перйодатная соль, гипохлоритная соль, бромид натрия или катализатор на основе TEMPO.

14. Способ по п.10, в котором аминогруппа представляет собой по меньшей мере одну из: первичного амина, вторичного амина, гидразидной группы, гидразиновой группы, диаминосоединения, полиэтиленимина, полиаллиламина, белока или пептида.

15. Способ по п.10, в котором модифицирующую связь восстанавливают способом восстановительного аминирования.

16. Способ по п.10, в котором модифицированный гелеобразующий агент сшивают с помощью сшиваюшего агента, и в котором сшивающий агент представляет собой по меньшей мере одно из соединений: соединение циркония, соединение титана, соединение бора, соединение алюминия, соединение сурьмы, соединение хрома, соединение железа, соединение меди или соединение цинка, и в котором сшивающий агент присутствует в загущенной жидкости для обработки в количестве от примерно 0,001 до примерно 10 мас.% в расчете на воду в составе загущенной жидкости для обработки.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно способам интенсификации добычи нефти и газа. .
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. .

Изобретение относится к способам обработки подземного пласта. .

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 нефтегазовой промышленности. .

Изобретение относится к извлечению сырой нефти из подземной формации. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей, разрабатываемых в режиме заводнения. .

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

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

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может использоваться при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине.

Изобретение относится к обработке несущих углеводород геологических формаций. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при оценке эффективности растворителей органических отложений на стенках нефтедобывающих скважин.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений с применением регулирования охвата неоднородных пластов заводнением с помощью вязко-упругих составов на основе полимеров и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов и изоляции обводненных скважин
Наверх