Композиции для замедленного повышения клейкости и сопутствующие способы, включающие регулируемую миграцию частиц


 


Владельцы патента RU 2443856:

ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)

Изобретение относится к усилению образования тонкоизмельченного продукта, снижению расклинивающего обратного потока и консолидированию частей в подземной формации. Технический результат - улучшение гибкости в работе и регулируемости операций и механической упругости стабилизированных масс. Способы, предусматривающие использование композиции для замедленного повышения клейкости, включающей водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты, которую используют для стабилизации частиц и уменьшения миграции частиц внутри подземной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 3 н. и 17 з.п. ф-лы.

 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится к способам и композициям для усиления образования тонкоизмельченного продукта, снижения расклинивающего обратного потока и консолидирования относительно неконсолидированных частей в подземной формации (указанные в данном описании как “миграция частиц”). Более конкретно, настоящее изобретение относится к использованию новых композиций с замедленным повышением клейкости для уменьшения миграции частиц в подземных формациях. Наряду с пригодностью для любого подземного применения (такого как включающие карбонаты, песчаники, сланцы, уголь и т.д.) композиции и способы настоящего изобретения могут являться особенно полезными в подземных применениях метана угольных пластов (МУП).

Гидравлический разрыв является процессом, обычно используемым для усиления потока желательных текучих сред из части подземной формации. Традиционные операции гидравлического разрыва включают размещение текучей среды для разрыва пласта в части подземной формации со скоростью и давлением такими, чтобы в части подземной зоны образовались или увеличились разломы. Разломы стремятся к распространению в качестве вертикальных и/или горизонтальных трещин, расположенных радиально наружу от ствола скважины. При подобных обработках, как только высвобождается гидравлическое давление, образованные разломы будут стремиться обратно закрыться. Для предотвращения данного явления зачастую материалы из частиц, известные как расклинивающий наполнитель, помещают в разломы для переноса их в разламывающую текучую среду в ходе, по меньшей мере, части операции разлома. Частицы вводят в созданные или природные разломы и размещают там так, что когда высвобождается гидравлическое давление, частицы действуют для предотвращения полного закрытия разлома и, таким образом, способствуют образованию проводящих каналов, через которые полученные текучие среды могут течь в ствол скважины. Термин “расклиненный разлом”, как используется в данном описании, относится к разлому (природному или иному) в части подземной формации, который содержит некоторые частицы расклинивающего наполнителя. Термин “блок расклинивающего наполнителя” относится к накоплению массы частиц расклинивающего наполнителя внутри разлома. Без материалов из частиц разломы стремятся закрыться и уменьшить проницаемость, достигнутую при операции разлома.

Углеводородные скважины часто располагаются в подземных зонах, которые содержат неконсолидированные частицы (например, расклинивающий наполнитель и образования тонкоизмельченного продукта), которые могут мигрировать внутри подземной формации с нефтью, газом, водой и/или другими желательными текучими средами, полученными из скважины. Присутствие данных неконсолидированных частиц в полученных текучих средах является невыгодным и нежелательным тем, что частицы могут истирать откачивающее и другое производящее оборудование и снижать производительность получения текучей среды из производящих зон. Частицы также могут негативно влиять на проницаемость формации. Неконсолидированные подземные формации включают такие, которые содержат части, которые содержат несвязанные частицы (например, расклинивающий наполнитель и образования тонкоизмельченного продукта), и такие, в которых связанные частицы обладают недостаточной силой связи, чтобы противостоять силам, полученным при получении текучих сред сквозь зоны.

Регулируемая миграция частиц в применениях метана угольных пластов может являться особенно важной. “Метан угольных пластов” (МУП) является названием, обычно даваемым метану, встречающемуся внутри угольных пластов. Количество метана, полученного из угольного пласта, зависит, по меньшей мере, частично от степени проницаемости, которая регулируется количеством разломов или кливажей внутри угольного пласта. Образования МУП стремятся обладать природной низкой проницаемостью. Данные образования также являются типично связанными с низкими температурами (например, менее чем 200°F) и низкими давлениями в емкости (например, менее чем 1000 фунтов на квадратный дюйм давления внизу отверстия). Высокие капиллярные силы внутри пористых пространств стремятся удерживать там текучие среды для обработки. Мелкие угольные фракции можно генерировать из угля. Данные мелкие угольные фракции или другие частицы могут мигрировать и заглушать отверстие или частично закупоривать перфорации, кливажи, разломы, расклинивающий наполнитель и/или производящие зоны.

Один традиционный способ регулирования неконсолидированных частиц в зонах подземной формации включает размещение фильтрующего слоя, содержащего частицы гравия, рядом со стволом скважины, который находится рядом с интересующей зоной. Фильтрующий слой действует как разновидность физического барьера для перемещения неконсолидированных частиц к стволу скважины, которые могли быть получены с полученными текучими средами. Типично подобные так называемые “операции гравийной набивки” включают откачку и размещение количества желательных частиц в неконсолидированное образование на области, смежной со стволом скважины. Один общий тип операции гравийной набивки включает размещение экрана контроля песка на стволе скважины и закладку кольцевого канала между экраном и стволом скважины с гравием характерного размера, предназначенного для предотвращения прохождения песка формации. Экран контроля песка является обычно компоновкой фильтра, используемой для удержания гравия, помещенного в ходе операции гравийной набивки. Широкий ассортимент размеров и конфигураций экранов является доступным для соответствия характеристикам используемого песка гравийной набивки. Аналогично широкий ассортимент размеров гравия является доступным для соответствия характеристикам неконсолидированных частиц. Полученная структура представляет барьер для миграции песка из образования, в то же время все еще пропуская поток текучей среды. При размещении гравийной набивки гравий переносят к кольцевому каналу в форме шлама при смешивании гравия с текучей средой, часто известной как “текучая среда гравийной набивки”. Иногда текучие среды гравийной набивки сгущают подходящими загустителями. Как только гравий помещают на стволе скважины, вязкость текучей среды снижается и она возвращается на поверхность. В некоторых операциях гравийной набивки, обычно известных как “операции набивки при высоком расходе воды”, текучая среда обладает более низкой вязкостью и все еще перемещает гравий, так как обработка происходит при высокой скорости. Гравийные набивки действуют, в частности, для стабилизации формации, в то же время вызывая минимальное повреждение продуктивности скважины. Гравий в частности действует, чтобы предотвратить закупоривание экрана частицами или миграции их с полученными текучими средами, и экран, в частности, действует, чтобы предотвратить проникновение гравия в насосно-компрессорную колонну. Подобные набивки могут потреблять время и быть дорогими для размещения.

Другой способ, используемый для регулирования частиц в неконсолидированных образованиях, включает консолидирование неконсолидированных частей подземных продуктивных зон в относительно стабильные проницаемые массы при использовании смолы, сопровождаемой распорной текучей средой и затем катализатором. Подобные способы могут быть проблематичными, когда, например, недостаточное количество распорной текучей среды используется между применением смолы и применением поверхностного катализатора. В таком случае смола может входить сама в контакт с поверхностным катализатором на стволе скважины более чем на неконсолидированной подземной производящей зоне. Кроме того, существует неуверенность в том, будет ли достаточным контакт между смолой и катализатором. Дополнительно, когда смола контактирует с внешним катализатором, происходит экзотермическая реакция, которая может привести к быстрой полимеризации, возможно повреждая формацию при закупоривании пористых каналов. Однообразное расположение отверждаемой смолы на формациях, обладающих длинными интервалами, является наиболее желательным. Однако формации часто включают в себя широкое разнообразие проницаемостей даже внутри единичной емкости, расположенной вдоль ствола скважины. В результате расширения, включающие консолидирование смолы при традиционных технологиях деривации, применяются в интервалах менее чем 50 футов и более идеально менее чем 30 футов. Также использование смолы для консолидирования длинных или больших неконсолидированных зон может не являться практичным, по меньшей мере, благодаря частично высокой стоимости наиболее подходящих смол.

Другой подобный способ включает применение безводной композиции для повышения клейкости к неконсолидированным частицам в попытке уменьшить миграцию частиц внутри зоны. Несмотря на то, что композиция отверждаемой смолы представляет твердую массу, использование безводной композиции для повышения клейкости представляет более деформируемую консолидированную массу.

Другой альтернативой является водная композиция для повышения клейкости. Водные композиции для повышения клейкости, однако, обладают своими недостатками, включая, но не ограничиваясь фактом, что они требуют поверхностных активаторов и поверхностно-активных веществ для оптимальных характеристик.

Новой технологией, которая могла быть полезной, является обработка разлома, в которой разламывающая текучая среда включает в себя подходящий консолидирующий агент, который взаимодействует таким образом, чтобы замедленно консолидировать частицы внутри образования для предотвращения миграции частиц. Прежде данное не достигалось, в частности, из-за ограничений, связанных с использованием традиционных кислот и ангидридов кислот в качестве активаторов.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится к способам и композициям для регулирования миграции частиц. В частности, настоящее изобретение относится к использованию новых композиций для замедленного повышения клейкости для регулирования миграции частиц в подземных формациях.

В одном воплощении настоящее изобретение предоставляет способ, включающий стадии предоставления текучей среды для обработки, которая включает композицию для замедленного повышения клейкости, содержащую водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты; расположение текучей среды для обработки в подземной формации; получение кислоты из предшественника кислоты после периода задержки; предоставление возможности кислоте активировать водный агент для повышения клейкости так, чтобы получить активированный водный агент для повышения клейкости, способный стабилизировать частицы.

В другом воплощении настоящее изобретение предоставляет способ, включающий обеспечение композиции для замедленного повышения клейкости, содержащей водный агент для повышения клейкости и агент замедленного выделения кислоты; введение композиции для замедленного повышения клейкости в выбранную часть подземной формации; предоставление возможности активатору замедленного выделения кислоты производить кислоту, которая способна активировать водный агент для повышения клейкости; предоставление возможности водному агенту для повышения клейкости стать активированным для получения активированного водного агента для повышения клейкости; предоставление возможности активированному водному агенту для повышения клейкости приклеиться к частицам внутри части подземной формации.

В другом воплощении настоящее изобретение предоставляет способ, включающий обеспечение разламывающей текучей среды, включающей композицию для замедленного повышения клейкости, содержащую водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты; доставку текучей среды для разрыва пласта в часть подземной формации под давлением, достаточным для создания или усиления в нем разлома; предоставление возможности композиции для замедленного повышения клейкости консолидировать частицы внутри подземной формации.

Особенности и преимущества настоящего изобретения будут очевидными для специалистов. В то время как многочисленные изменения могут быть сделаны специалистами, данные изменения находятся внутри сущности изобретения.

ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВОПЛОЩЕНИЙ

Настоящее изобретение относится к способам и композициям для регулирования миграции частиц. В частности, настоящее изобретение относится к использованию новых композиций для замедленного повышения клейкости для регулирования миграции частиц в подземных формациях. Композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения могут консолидировать, стабилизировать и/или регулировать частицы (вместе определяются в данном описании как “стабилизирующие” частицы и их производные), присутствующие в подземных формациях (например, расклинивающий наполнитель, образования тонкоизмельченного продукта и подобное). Это также может называться как “регулирование тонкоизмельченного продукта”. Композиции и способы настоящего изобретения могут быть особенно пригодными в МУП применениях.

Одно из многих преимуществ настоящего изобретения состоит в том, что способы устраняют необходимость в отдельном кислотном активаторе при использовании водных агентов для повышения клейкости, что улучшает гибкость в работе и регулиремость операции. Более того, способы настоящего изобретения предоставляют способ замедленной активации водного агента для повышения клейкости в скважине относительно регулируемым способом. Другое преимущество из многих преимуществ состоит в том, что полученные стабилизированные массы обладают лучшей механической упругостью по сравнению с теми, которые образуются при использовании отверждаемых смол. Другие преимущества будут очевидными для специалиста с преимуществом данного раскрытия.

А. Композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения

Композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения включают в себя водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты для водного агента для повышения клейкости. Композиции для замедленного повышения клейкости также могут содержать воду; однако достаточное количество воды может присутствовать в композиции для замедленного повышения клейкости в результате композиции водного агента для повышения клейкости, которая обычно находится в форме раствора. Активатор замедленного выделения кислоты композиций производит кислоту за желательное время после периода задержки, которая активирует водный агент для повышения клейкости, давая ему возможность стабилизировать частицы внутри части подземной формации. Термин “стабилизировать” и его производные, как используется в данном описании, означает делать стабильным, на месте фиксировать или, по меньшей мере, частично иммобилизовывать частицы на месте так, что они становятся устойчивыми к течению с произведенными текучими средами. Данную стабилизацию можно отнести к “регулированию тонкоизмельченного продукта”. Период задержки зависит, в частности, от природы активатора замедленного выделения кислоты, состава несущей текучей среды и окружения, в которое их помещают.

Необязательно композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения могут включать в себя дополнительные добавки, такие как гелеобразующие агенты, буферные агенты, поверхностно-активные вещества, разбиватели, ферменты, хелатообразователи, агенты, регулирующие образование пены, кислоты или ингибиторы образования отложений. Например, буферный раствор может являться полезным, когда желательно более длительное время задержки до того, как активатор замедленного выделения кислоты произведет кислоту, которая является способной активизировать водный агент для повышения клейкости. Разбиватели и ферменты могут являться полезными, чтобы избавиться от любого преждевременного повреждения геля, который может присутствовать в подземной формации, например, из предварительной операции разлома. Любой обычный специалист с преимуществом данного раскрытия узнает, что совместимость любой данной добавки следует протестировать для гарантии, что она не влияет негативно на характеристики агента для повышения клейкости.

1. Подходящие водные агенты для повышения клейкости

Водные агенты для повышения клейкости, подходящие для использования в настоящем изобретении, являются способными “активизироваться” (например, дестабилизироваться, коалесцировать и/или взаимодействовать) с использованием подходящего активатора на основе кислоты для преобразования агента в “активированный водный агент для повышения клейкости”, способный к стабилизации частиц в желательное время. Активированный водный агент для повышения клейкости является способным стабилизировать частицы. Подобная активация может происходить до, во время или после того, как водный агент для повышения клейкости помещают в подземную формацию. Любой специалист на основании данного описания узнает, что желательное замедление в активации могло являться только минутами в течение времени откачивания, требуемого для помещения текучей среды для обработки, перемешанной оперативно, до дней для текучей среды для обработки, которую подготавливают на стороне и затем транспортируют к скважине. В предпочтительных воплощениях настоящего изобретения активация происходит после периода задержки, который может колебаться в пределах от около 15 минут до около 75 часов или более. Предпочтительный период задержки колеблется в пределах от около 1 до около 12 часов.

Подходящие водные агенты для повышения клейкости, как правило, заправляют полимерами, которые включают в себя соединения, которые, находясь в водном растворителе или растворе, будут образовывать нетвердеющее покрытие с активатором и при помещении на частицы в формации будут увеличивать постоянную критическую скорость повторной суспензии частицы при контакте с потоком воды. Критическая скорость повторной суспензии относится к скорости при температуре фазового перехода между ламинарным и турбулентным типами потока текучей среды. Водный агент для повышения клейкости может улучшить контакт гранулы к грануле между частицами внутри формации (они могут являться частицами расклинивающего наполнителя, образованиями тонкоизмельченного продукта или другими частицами), помогая осуществить консолидирование частиц в связанную, эластичную и проницаемую массу (упомянутую в данном описании как “стабилизированная масса”), стабилизировать отдельные частицы или кластеры частиц или снижать стремление частиц к образованию оптимально уплотненного расположения (например, для более высокой пористости или проницаемости).

Подходящие водные агенты для повышения клейкости включают любой полимер, который может затвердевать, коагулировать или флоккулировать частицу. Также полимеры, которые функционируют как адгезивы, чувствительные к давлению, могут быть подходящими. Примеры водных агентов для повышения клейкости, подходящих для использования в настоящем изобретении, включают, но не ограничиваются ими: полимеры акриловой кислоты; полимеры эфира акриловой кислоты; полимеры, производные акриловой кислоты; гомополимеры акриловой кислоты; гомополимеры эфира акриловой кислоты (такие как полиметилакрилат, полибутилакрилат и поли-2-этилгексилакрилат); сополимеры эфира акриловой кислоты; полимеры, производные метакриловой кислоты; гомополимеры метакриловой кислоты; гомополимеры эфира метакриловой кислоты (такие как полиметилметакрилат, полибутилметакрилат и поли-2-этилгексилметакрилат); полимеры акриламидометилпропансульфоната; полимеры, производные акриламидометилпропансульфоната; сополимеры акриламидометилпропансульфоната и сополимеры акриловой кислоты и акриламидометилпропансульфоната, их производные и их комбинации. Термин “производное”, как используется в данном описании, относится к любому соединению, которое получают из одного из перечисленных соединений, например, при замещении одного атома в основном соединении на другой атом или группу атомов. Способы определения подходящих водных агентов для повышения клейкости и дополнительное раскрытие водных агентов для повышения клейкости можно найти в патентной заявке США №10/864061, поданной 9 июня 2004 г., и патентной заявке США №10/864618, поданной 9 июня 2004 г., релевантные раскрытия которых включены в настоящее описание в виде ссылок.

Некоторые подходящие агенты для повышения клейкости описываются в патенте США №5249627, выданном на имя Harms et al., релевантное раскрытие которого включено в виде ссылки. Harms раскрывает водные агенты для повышения клейкости, которые включают в себя по меньшей мере один элемент, выбранный из группы, состоящей из четвертичного амина бензилкокодигидроксиэтила, р-т-амилфенола, конденсированного с формальдегидом, и сополимера, содержащего от около 80% до около 100% мономеров С1-30 алкилметакрилата и от около 0% до около 20% гидрофильных мономеров. В некоторых предпочтениях водный агент для повышения клейкости может включать в себя сополимер, который содержит от около 90% до около 99,5% 2-этилгексилакрилата и от около 0,5% до около 10% акриловой кислоты. Подходящими гидрофильными мономерами может являться любой мономер, который будет предоставлять полярные кислород- или азотсодержащие группы. Подходящие гидрофильные мономеры включают диалкиламиноалкил(мет)акрилаты и их четвертичную присадку и соли кислоты, акриламид, N-диалкиламиноалкилакриламид, метакриламиды и их четвертичную присадку и соли кислоты, гидроксиалкил(мет)акрилаты, ненасыщенные карбоновые кислоты, такие как метакриловая кислота или предпочтительно акриловая кислота, гидроксиэтилакрилат, акриламид и подобные. Данные сополимеры можно получить при любой подходящей технологии эмульсионной полимеризации. Способы получения данных сополимеров раскрываются, например, в патенте США №4670501, релевантное раскрытие которого включено в настоящее описание в виде ссылки.

Типично, что наиболее подходящие водные агенты для повышения клейкости являются полимерами на основе раствора; они являются обычно доступными в концентрациях от около 20% до 40%. В некоторых воплощениях водный агент для повышения клейкости является водным раствором около 40% с другими небольшими количествами поверхностно-активных веществ или других добавок. Любой специалист на основании данного описания легко представит себе осушенные полимерные композиции, также как и разбавленные композиции (например, концентрации полимера менее чем около 20%).

Водный агент для повышения клейкости следует включать в композицию для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения в количестве от около 0,01% до около 10% объема композиции для замедленного повышения клейкости. В предпочтительных воплощениях данное количество может колебаться в пределах от около 0,1% до около 5%.

2. Подходящие активаторы замедленного выделения кислоты

В способах настоящего изобретения активатор замедленного выделения кислоты производит достаточное количество кислоты через какое-то время для активации водного агента для повышения клейкости и таким образом приводит к тому, что водный агент для повышения клейкости становится скрепленным так, что он может стабилизировать частицы в скважине. Таким образом, не требуется раствор поверхностной кислоты для активации водного агента для повышения клейкости.

Неограничивающие примеры активаторов замедленного выделения кислоты, которые можно использовать в настоящем изобретении, включают, но не ограничиваются ими, ортоэфиры, полиортоэфиры, разлагаемые полимеры и другие источники кислоты (такие как капсулированные кислоты), которые выделяют кислоту при разложении. Количество активатора замедленного выделения кислоты, необходимого для активации водного агента для повышения клейкости, связано стехиометрически с количеством присутствующего водного агента для повышения клейкости.

а. Подходящие ортоэфиры и полиортоэфиры

Сложные ортоэфиры и сложные полиортоэфиры, подходящие для использования в настоящем изобретении, будут генерировать кислоты замедленно, что, в частности, будет активировать водный агент для повышения клейкости.

Примеры подходящих ортоэфиров имеют структуры, определяемые формулой RC(OR')(OR'')(OR'''), в которой R', R'' и R''' не являются водородом и R', R'' и R''' могут являться одинаковыми или разными группами. R', R'' или R''' могут включать в себя гетероатом, который может влиять на растворимость выбранного сложного ортоэфира в данном применении. Подходящие гетероатомы могли включать азот или кислород. Подходящие полиортоэфиры описываются в статье, озаглавленной Poly(orthoesters) From Concept to Reality, BIOMACROMOLECULES, Vol, 5, 1625 (2004), и в некоторых из ссылок, цитируемых там, которые включены в настоящее описание в виде ссылки. Примеры подходящих ортоэфиров и полиортоэфиров включают, но не ограничиваются ими, ортоацетаты, такие как триметилортоацетат, триэтилортоацетат, трипропилортоацетат, триизопропилортоацетат, трибутилортоацетат и полиортоацетаты; ортоформиаты, такие как триметилортоформиат, триэтилортоформиат, трипропилортоформиат, триизопропилортоформиат, трибутилортоформиат и полиортоформиаты; и ортопропионаты, такие как триметилортопропионат, триэтилортопропионат, трипропилортопропионат, триизопропилортопропионат, трибутилортопропионат и полиортопропионаты. Подходящие ортоэфиры могут также являться ортоэфирами многоосновных спиртов, таких как глицерин и/или этиленгликоль. При выборе ортоэфира следует помнить, что некоторые ортоэфиры обладают низкими температурами вспышки. Различные производные можно синтезировать при трансэтерификации выше упомянутых ортоэфиров с различными спиртами, сахарами или полиолами. Следует помнить, что для синтеза данных молекул не должно оставаться никаких свободных спиртовых групп после синтеза, которые можно далее трансэтерифицировать и возможно разрушить молекулу. В зависимости от желательного применения ортоэфиры или полиортоэфиры могут быть растворимыми в воде, нерастворимыми в воде или твердыми. В общем говоря, растворимые в воде ортоэфиры легко гидролизуются при более низкой температуре по сравнению с нерастворимыми в воде ортоэфирами. При получении ортоэфира или сложного полиортоэфира более гидрофобного (например, посредством соответствующих технологий дериватизации) ортоэфир может быть более подходящим для использования в применениях при более высокой температуре. Также полиортоэфиры, полученные из глицерина и триметилортоформиата, являются растворимыми в воде в зависимости от количества повторяющихся звеньев и могут использоваться в применениях при более низкой температуре. Одно из преимуществ, которым обладает полиортоэфир по сравнению со ортоэфиром, заключается в том, что он обладает более высокой температурой вспышки и более высокой вязкостью. Аналогично можно синтезировать гидрофобные полиортоэфиры, которые являются подходящими для применений при более высоких температурах. При выборе того, какой конкретный ортоэфир или полиортоэфир использовать, следует руководствоваться такими факторами, как защита окружающей среды.

Для того чтобы ортоэфир или полиортоэфир гидролизовался для получения кислоты, может требоваться источник воды. Вода должна присутствовать в количестве от около 2 моль воды на около каждый 1 моль сложного ортоэфира до избытка воды. Для сложных полиортоэфиров это зависит от количества молей повторяющихся звеньев ортоэфира, доступных для взаимодействия. Любой специалист с учетом преимущества данного описания узнает, присутствует ли подходящее количество воды или в активаторе замедленного выделения кислоты или, напротив, в стволе скважины для желательного применения или следует добавлять водную текучую среду.

Композиции агента для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения также могут содержать ингибитор, который может замедлять генерирование кислоты из ортоэфира или полиортоэфира и также может нейтрализовать генерированную кислоту в течение периода задержки для поддержания более длительного замедления. Подходящие ингибиторы включают основания. Примеры некоторых предпочтительных ингибиторов могут включать гидроксид натрия, гидроксид калия, амины, такие как гексаметилентетрамин, карбонат натрия и их комбинации. В определенных воплощениях небольшое количество сильного основания как противоположное большому количеству относительно слабого основания является предпочтительным.

Подходящий ортоэфир или полиортоэфир может обладать любой подходящей формой. Например, они могут использоваться в твердой форме, в форме раствора, в форме геля или в форме эмульсии. В определенных применениях форма в виде раствора может быть полезной, например, когда желательна более быстрая активация водного агента для повышения клейкости; в других применениях, например, когда желательна более медленная активация, может использоваться твердая, гелевая или эмульсионная форма. Для формы в виде раствора подходящие типичные растворители включают, но не ограничиваются ими, пропиленгликоль, простой эфир монометилпропиленгликоля, простой эфир монометилдипропиленгликоля и простой эфир монобутилэтиленгликоля. В некоторых воплощениях смеси растворителей и воды могут быть полезными, например, для сохранения ортоэфира солюбилизированным. Гелевую форму композиции ортоэфира можно получить с помощью подходящих полимеров и/или поверхностно-активных веществ. Для эмульсионной формы подходящие эмульгаторы включают эмульгаторы, подобные WS-44, который является коммерчески доступным на Halliburton Energy Services, Duncan, Oklahoma. Специалист в области техники с использованием настоящего описания подберет подходящий состав для конкретного применения.

Генерированная кислота также может действовать как разбиватель для текучей среды для сгущающей обработки, такой как текучая среда для разлома или гравийная набивка.

b. Подходящие разлагаемые полимеры

Подходящие разлагаемые полимеры включают полимеры, которые выделят кислоту при разложении (например, в течение химического гидролиза). Считают, что полимер является “разлагаемым” в этом описании, если разложение происходит в частности благодаря химическому и/или радикальному процессу, такому как гидролиз или окисление. Разлагаемость полимера зависит, по меньшей мере, частично от его структуры каркаса. Например, присутствие гидролизуемых и/или окисляемых связей в каркасе часто приводит к материалу, который будет разлагаться, как описано в данном описании. Скорости, при которых подобные полимеры разлагаются, зависят от типа повторяющегося звена, состава, последовательности, длины, молекулярной геометрии, молекулярной массы, морфологии (например, кристалличности, размера сферолитов и ориентации), гидрофильности, гидрофобности, площади поверхности и добавок. Также окружающая среда, которой подвергается полимер, может оказывать влияние на его разложение, например температура, присутствие влаги, кислород, микроорганизмы, ферменты, рН и подобное.

Подходящие примеры разлагаемых полимеров, которые выделяют кислоту при разложении, которые можно использовать в соответствии с настоящим изобретением, включают, но не ограничиваются ими, алифатические сложные полиэфиры; полилактиды; полигликолиды; поли-ε-капролактоны; полигидроксибутираты; полиангидриды и алифатические поликарбонаты. Предпочтительным предшественником кислоты является тот, который приводит к образованию уксусной кислоты с помощью водных агентов для повышения клейкости полиакрилатного сложного эфира. Предшественники кислоты, которые производят ацетаты, такие как этилортоацетат, могут быть предпочтительными с другими водными агентами для повышения клейкости.

Полиангидриды являются другим типом особенно подходящих разлагаемых полимеров, полезных в настоящем изобретении. Гидролиз полиангидрида развивается, в частности, посредством свободного обрыва цепи карбоновых кислот с получением карбоновых кислот как конечных продуктов разложения. Время разрушения может варьироваться в пределах широкого интервала изменений в каркасе полимера. Примеры подходящих полиангидридов включают адипиновый полиангидрид, пробковый полиангидрид, себациновый полиангидрид и додекандикарбоновый полиангидрид. Другие подходящие примеры включают, но не ограничиваются ими, малеиновый полиангидрид и бензойный полиангидрид.

Физические свойства разлагаемых полимеров зависят от нескольких факторов, таких как состав повторяющихся звеньев, гибкость цепи, присутствие полярных групп, молекулярная масса, степень разветвленности, кристалличность, ориентация и т.д. Например, короткие ответвления цепей снижают степень кристалличности полимеров, в то время как длинные ответвления цепей понижают вязкость расплава и придают, в частности, вязкость при удлинении при поведении загустевания в напряженном состоянии. Свойства используемого материала можно далее адаптировать путем смешивания и сополимеризации его с другим полимером или путем изменения в макромолекулярной структуре (например, гиперразветвленные полимеры, в форме звезды или дендримеры и т.д.). Свойства любого подобного подходящего разлагаемого материала замедленного выделения кислоты (например, гидрофильность, гидрофобность, скорость разложения и т.д.) можно адаптировать при введении избранных функциональных групп вдоль полимерных цепей. Например, полифениллактид будет разлагаться с около 1/5 от скорости рацемического полилактида при рН 7,4 при 55°С. Любой специалист на основании настоящего описания будет способен определить подходящие функциональные группы для введения в полимерные цепи, чтобы достичь желательных физических свойств разлагаемых полимеров.

Смеси определенных разлагаемых материалов замедленного выделения кислоты могут также быть подходящими. Один пример подходящей смеси материалов включает смесь полимолочной кислоты и полигликолида. Другие материалы, которые подвергаются разложению и производят кислоту, также могут быть подходящими, если продукты разложения не мешают или нежелательно не влияют на выполняемую подземную обработку или на подземную формацию.

При выборе подходящего активатора следует учитывать продукты разложения, которые получатся. Также данные продукты разложения не должны противоположным образом влиять на другие операции или компоненты. Выбор разлагаемого материала может также зависеть, по меньшей мере, частично от условий в скважине, например от температуры ствола скважины. Например, обнаружено, что лактиды являются подходящими для скважин с более низкой температурой, включая температуры в пределах интервала от 60 до 150°F, и обнаружено, что полилактиды являются подходящими с температурами ствола скважины выше данного интервала. Также полимолочная кислота может являться подходящей для скважин с более высокой температурой.

При использовании в настоящем изобретении предпочтительный результат достигается, если активатор замедленного выделения кислоты производит кислоту после периода задержки в противоположность немедленному. Более предпочтительные результаты получались в случае, когда кислота не выделяется до тех пор, пока подземная обработка не будет по существу завершена, и является желательным, чтобы текучая среда для обработки преобразовалась в текучую среду с более низкой вязкостью.

с. Другие предшественники кислоты

Другие активаторы замедленного выделения кислоты, которые можно использовать в связи с настоящим изобретением, включают такие материалы, термическое разложение которых или продукты взаимодействия которых включают кислоту. Примеры включают, но не ограничиваются ими, сложные эфиры, лактоны, молочный ангидрид, малеиновый ангидрид и капсулированные кислоты.

В. Текучие среды для обработки, которые включают в себя композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения

Благодаря своей природе замедления композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения могут использоваться в связи с любой подходящей текучей средой для подземной обработки (например, текучей средой для разлома). Как используется в данном описании, термин “обработка” или “технологическая обработка” относится к любой подземной операции, которая использует текучую среду в связи с желательной функцией и/или для желательной цели. Термин “обработка” или “технологическая обработка” не предполагает никакого особенного действия текучей средой или любым особенным ее компонентом. В одном воплощении композицию для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения можно добавлять в текучую среду для разлома и затем помещать в скважину с текучей средой для разлома в ходе операции разлома. Активатор замедленного выделения кислоты произведет кислоту в желательное время после того, как текучую среду для разлома помещают в желательную часть подземной формации. Кислота может действовать как разрушитель для текучей среды для разлома, также как и активатор для агента для замедленного повышения клейкости композиции для замедленного повышения клейкости. Другим примером является текучая среда гравийной набивки. Композицию для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения можно добавлять к текучей среде гравийной набивки и вводить в подземную формацию с текучей средой. Кислота может действовать как разбиватель для текучей среды для разлома (например, если текучую среду гравийной набивки сгущают с помощью подходящего загустителя), также как и активатор для агента для замедленного повышения клейкости композиции для замедленного повышения клейкости. Другие обработки, в которых композицию для замедленного повышения настоящего изобретения можно вводить в подземную формацию, включают вторичные или матричные обработки.

Подходящие водные текучие среды для обработки включают свежую (пресную) воду, соленую воду, соляной раствор, морскую воду или любую другую водную жидкость, которая не может противоположно взаимодействовать с другими компонентами, используемыми в соответствии с настоящим изобретением или с подземной формацией. Следует отметить, что если текучая среда для обработки содержит большую концентрацию солей, затем данные соли могут действовать как активатор для водного агента для повышения клейкости, который может не являться желательным.

В некоторых воплощениях текучая среда для обработки может пениться. Одно преимущество использования пенистого варианта от непенистого варианта заключается в том, что используется меньшее количество водной текучей среды относительно изложенного. Это может являться важным в подземных формациях, которые являются чувствительными к воде. В некоторых воплощениях пенистые текучие среды для обработки обладают качеством пены от около 30% или выше. Предпочтительный уровень качества пены составляет около 50% или выше. Они могут включать смешанные текучие среды. В некоторых воплощениях текучая среда для обработки включает пенистый агент и необязательно подходящее поверхностно-активное вещество.

Выбор, использовать ли поверхностно-активное вещество, будет определяться, по меньшей мере, частично минералогией образования. В целом, поверхностно-активное вещество может помочь облегчению покрытия частиц композицией для замедленного повышения клейкости. Например, водные агенты для повышения клейкости, используемые в данном изобретении, включают заряженные полимеры, которые предпочтительно прикрепляются к частицам, обладающим противоположным зарядом. Например, гидрофобный полимер, обладающий отрицательным зарядом, будет предпочтительно прикрепляться к поверхностям, обладающим от положительного до нейтрального электрокинетическим потенциалом и/или гидрофильной поверхностью. Следовательно, в частных воплощениях катионное поверхностно-активное вещество можно включать для облегчения применения водного агента для повышения клейкости к частицам внутри образования. Как поймут специалисты, амфотерные и цвиттер-ионные поверхностно-активные вещества также можно использовать до тех пор, пока условия, которым они подвергаются в ходе использования, являются такими, что они проявляют желательный заряд. Например, в конкретных воплощениях можно использовать смеси катионных и амфотерных поверхностно-активных веществ. При использовании в воплощениях текучей среды для обработки поверхностно-активное вещество присутствует в количестве от около 0,01% до около 5% объема. При вспенивании основная текучая среда и/или композиция для замедленного повышения клейкости может содержать газ. В то время как разнообразные газы можно использовать для вспенивания текучей среды для обработки данного изобретения, предпочтительными являются азот, углекислый газ и их смеси. В примерах подобных воплощений газ может присутствовать в основной текучей среде и/или композиции для замедленного повышения клейкости в количестве в интервале от около 5% до около 95% объема и более предпочтительно в интервале от около 20% до около 80%. На количество газа для введения в текучую среду могут влиять факторы, включающие вязкость текучей среды и давления в скважине, затрагиваемые в особом применении. Примеры предпочтительных вспенивающих агентов, которые можно использовать для вспенивания основной текучей среды и/или композиции для замедленного повышения клейкости данного изобретения, включают, но не ограничиваются ими, алкиламидобетаины, такие как кокоамидопропилбетаин, сульфонат альфа-олефина, хлорид таллового триметиламмония, сульфат С8 - С22 алкилэтоксилата и хлорид триметилкокоаммония. Особенно предпочтительным является кокоамидопропилбетаин. Другие подходящие поверхностно-активные вещества, доступные на Halliburton Energy Services, включают: “19N™”, “G-Sperse Dispersant”, поверхностно-активное вещество “Morflo III®”, поверхностно-активное вещество “Hyrflo® IV M”, поверхностно-активное вещество “Pen-88M™”, “HC-2™ Agent”, поверхностно-активное вещество “Pen-88 HT™”, эмульгатор “SEM-7™”, вспенивающий агент “Howco-Suds™”, поверхностно-активное вещество “Howco Sticks™”, диспергирующую добавку для кислотных добавок “A-Sperse™”, поверхностно-активное вещество “SSO-21E” и поверхностно-активное вещество “SSO-21MW™”. Можно также включить другие подходящие вспенивающие агенты и агенты стабилизации пены, которые будут известны специалистам с использованием данного описания. Вспенивающий агент, как правило, присутствует в основной текучей среде и/или композиции для замедленного повышения клейкости данного изобретения в количестве в интервале от около 0,01% до около 5,0% объема, более предпочтительно в количестве от около 0,2% до около 1,0% и наиболее предпочтительно около 0,6% объема.

Необязательно текучая среда для обработки может содержать гелеобразующий агент. Любой гелеобразующий агент, подходящий для использования в подземных применениях, может использоваться в данных композициях, включая, но не ограничиваясь ими, природные биополимеры, синтетические полимеры, сшитые гелеобразующие агенты, вязкоэластичные поверхностно-активные вещества и подобные. Гуар и ксантан являются примерами подходящих гелеобразующих агентов. Может использоваться разнообразие гелеобразующих агентов, включая гидратируемые полимеры, которые содержат одну или более функциональных групп, таких как гидроксильная, карбоксильная, сульфатная, сульфонатная, амино- или амидо-группы. Подходящие гелеобразующие агенты типично включают в себя полисахариды, биополимеры, синтетические полимеры или их комбинацию. Примеры подходящих полимеров включают, но не ограничиваются ими, гуаровую смолу и ее производные, такие как гидроксипропилгуар и карбоксиметилгидроксипропилгуар, производные целлюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлозу, рожковую бобовую смолу, тару, коньяк, тамаринд, крахмал, целлюлозу, камедь карайи, диутановую смолу, склероглюкан, веллан, геллан, ксантан, трагакант и каррагенан, и производные всех вышеперечисленных веществ. Дополнительно можно использовать синтетические полимеры и сополимеры. Примеры подобных синтетических полимеров включают, но не ограничиваются ими, полиакрилат, полиметакрилат, полиакриламид, поливиниловый спирт и поливинилпирролидон. В других типичных воплощениях молекулу гелеобразующего агента можно деполимеризовать. Термин “деполимеризовать”, как используется в данном описании, как правило, относится к снижению молекулярной массы молекулы гелеобразующего агента. Деполимеризованные молекулы гелеобразующего агента описываются в патенте США №6488091, выданном 3 декабря 2002 на имя Weaver et al., релевантное раскрытие которого включено в настоящее описание в виде ссылки. Подходящие гелеобразующие агенты, как правило, присутствуют в композициях для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения в количестве в интервале от около 0,1% до около 5,0% массы воды в нем. В определенных типичных воплощениях гелеобразующие агенты присутствуют в композициях для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения в количестве в интервале от около 0,01% до около 2% объема. Если используется загуститель, может быть необходим разбиватель для снижения, в конечном счете, вязкости текучей среды. Можно использовать любой разбиватель, подходящий для подземной формации, и гелеобразующий агент. Количество разбивателя для включения будет зависеть, в частности, от количества гелеобразующего агента, присутствующего в текучей среде для обработки. Другие рассмотрения относительно разбивателя известны специалисту с преимуществом данного раскрытия.

С. Способы настоящего изобретения

Композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения можно использовать, в частности, в любой подходящей обработке скважин, в которой является желательным замедленно регулировать частицы. Один пример способа настоящего изобретения включает стадии: обеспечения текучей среды для обработки, которая включает в себя композицию для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения, содержащую водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты; расположения текучей среды для обработки в подземной формации; предоставления возможности предшественнику кислоты производить кислоту после периода задержки; предоставления кислоте активизировать водный агент для повышения клейкости так, чтобы образовать активированный водный агент для повышения клейкости, который является способным стабилизировать частицы.

В некоторых воплощениях настоящее изобретение предоставляет способ обработки части подземной формации, который включает обеспечение композиции для замедленного повышения клейкости, содержащей водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты; введение композиции для замедленного повышения клейкости в выбранную часть подземной формации; предоставление возможности активатору замедленного выделения кислоты производить кислоту, которая является способной активировать водный агент для повышения клейкости; предоставление возможности водному агенту для повышения клейкости стать активированным так, чтобы образовать активированный водный агент для повышения клейкости; предоставление возможности активированному водному агенту для повышения клейкости приклеиться к неконсолидированным частицам внутри части подземной формации. Данные способы могут совершаться в любое время в ходе срока службы скважины.

Определенные способы настоящего изобретения направлены на способы, которые позволяют разместить агентов для повышения клейкости глубже в формацию до активации агента для повышения клейкости.

В некоторых воплощениях композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения можно использовать, в частности, в первичных, вторичных или упреждающих способах. Будет ли отдельный способ данного изобретения “первичным”, “вторичным” или “упреждающим”, определяется относительно времени разламывающей обработки или обработки гравийной набивкой. Первичные способы настоящего изобретения включают использование композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения в связи с текучей средой для разрыва пласта или текучей средой гравийной набивки (например, в качестве компонента текучей среды для разрыва пласта или текучей среды гравийной набивки так, что композицию для замедленного повышения клейкости вводят в подземную формацию с текучей средой). Вторичные способы наиболее подходят для скважин, в которых часть скважины разломана и закреплена. Вторичные способы также можно использовать в ситуации гравийной набивки, например, где присутствует проблема экранирования или повреждение. Упреждающие способы наиболее подходят для скважин, которые еще не разломаны или не набиты гравием. Упреждающие способы можно выполнять в связи с разламывающей обработкой, например, в качестве предварительной прокладки к разламывающей обработке или на любой диагностической стадии нагнетания, выполняемой до основного разлома, гравийной набивки или операции подкисления, если желательно.

Композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения также можно использовать до, во время или после в способе подкисления разлома или подкисления матрицы. Это является возможным, потому что водный агент для повышения клейкости не активируется HCl, используемой в подобных операциях подкисления.

Любому обычному специалисту будет понятно, что настоящее изобретение может быть полезно для стабилизации других типов частиц, таких как покрытия (также упомянутые как “виноградная корка”), остающиеся от некоторых капсулированных материалов.

Способы настоящего изобретения являются особенно подходящими для МУП применений, в которых является желательным регулировать большой объем мелких фракций формации, которые обычно присутствуют в подобных формациях. Если оставить необработанными, данные мелкие фракции могут снизить производительность скважины до точки, когда она может стать экономически нежизнеспособной. При обработке подобных мелких фракций в соответствии с настоящим изобретением кривую спада производительности данных скважин можно улучшить.

Ниже представлены некоторые дополнительные примеры некоторых первичных, вторичных и упреждающих способов настоящего изобретения.

1. Первичные способы

В некоторых воплощениях композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения можно использовать в первичном способе с текучей средой для обработки скважины, такой как текучая среда для разрыва пласта или текучая среда гравийной набивки. Один пример подобного способа включает в себя: обеспечение текучей среды для разрыва пласта, которая включает композицию для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения; расположение текучей среды для разрыва пласта в части подземной формации при давлении, достаточном для создания или увеличения в ней разлома; предоставление возможности композиции для замедленного повышения клейкости консолидировать частицы внутри части подземной формации. Другое воплощение первичного способа настоящего изобретения включает стадии: обеспечения текучей среды для разрыва пласта, которая включает композицию для замедленного повышения клейкости, содержащую водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты; расположения текучей среды для разрыва пласта в части подземной формации при давлении, достаточном для создания или увеличения в ней разлома; предоставления возможности активатору замедленного выделения кислоты производить кислоту, которая является способной активировать водный агент для повышения клейкости; активации водного агента для повышения клейкости для образования активированного водного агента для повышения клейкости и предоставления возможности активированному водному агенту для повышения клейкости приклеиться к поверхности и/или неконсолидированным частицам внутри части подземной формации. Как понятно любому специалисту, в то время как обычно это является предпочтительным, согласно изобретению не требуется, чтобы водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты являлись одинаковой текучей средой или стадией обработки.

Текучие среды для разрыва пласта в данных первичных воплощениях могут включать в себя такие материалы, обычно встречающиеся в текучих средах для разрыва пласта, включая, но не ограничиваясь ими, водную основную текучую среду, частицы расклинивающего наполнителя, гелеобразующие агенты, поверхностно-активные вещества, разбиватели, буферные растворы, газовую фазу (если текучую среду для разрыва пласта вспенивают или смешивают), связывающие агенты и подобные.

Один пример первичного способа гравийной набивки настоящего изобретения включает обеспечение текучей среды гравийной набивки, которая включает в себя гравий, раскол, необязательно гелеобразующий агент и композицию для замедленного повышения клейкости, причем композиция для замедленного повышения клейкости содержит водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты; контакт части подземной формации с текучей средой гравийной набивки так, чтобы расположить набивку гравием в части подземной формации или рядом с ней; предоставление возможности активатору замедленного выделения кислоты производить кислоту, которая способна активировать водный агент для повышения клейкости; предоставление возможности водному агенту для повышения клейкости активироваться так, чтобы образовать активированный водный агент для повышения клейкости; предоставление возможности активированному водному агенту для повышения клейкости стабилизировать частицы внутри подземной формации. Текучие среды гравийной набивки, используемые в данных воплощениях, могут являться любой подходящей текучей средой гравийной набивки и могут включать в себя такие материалы, обычно обнаруживаемые в текучих средах гравийной набивки, включая, но не ограничиваясь ими, водную основную текучую среду, частицы гравия, гелеобразующие агенты, поверхностно-активные вещества, разбиватели, буферные растворы, газовую фазу (если текучую среду вспенивают или смешивают) и подобные.

Следует отметить, что активатор замедленного выделения кислоты может действовать как разбиватель или для улучшения текучей среды для разрыва пласта или текучей среды гравийной набивки тем, что он может помогать уменьшить вязкость текучей среды для разрыва пласта или текучей среды гравийной набивки. Кислота также может быть полезной в улучшении рядом с повреждением образования ствола скважины. Следует также отметить, что композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения позволяют использовать водные агенты для повышения клейкости в текучих средах для разрыва пласта или текучих средах гравийной набивки без ухудшения качества геля.

2. Вторичные способы

В некоторых вторичных воплощениях настоящего изобретения, после того как проведут обработку по разрыву пласта или обработку гравийной набивкой, композицию для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения можно вводить в неконсолидированную зону подземной формации для стабилизации частиц внутри зоны. В подобных воплощениях может являться желательным включить разбиватель или фермент в композицию для замедленного повышения клейкости для взаимодействия с любым нежелательным остатком геля, который может присутствовать. Композиция для замедленного повышения клейкости может рассеивать любые несвязанные мелкие фракции внутри блока расклинивающего наполнителя в разломе, двигать любые мелкие фракции от разлома (или рядом со стволом скважины), стабилизировать частицы гравия вокруг экрана, стабилизировать повреждение экрана и блокировать мелкие фракции в формации, не вызывая разрушение проницаемости формации.

В некоторых воплощениях композицию для замедленного повышения клейкости, которая включает в себя водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты, помещают, по меньшей мере, в один закрепленный разлом внутри неконсолидированной зоны подземной формации. Активатор замедленного выделения кислоты произведет кислоту, которая активирует водный агент для повышения клейкости в композиции для замедленного повышения клейкости. Активированный водный агент для повышения клейкости стабилизирует несвязанные частицы в разломе. Во вторичных воплощениях композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения можно вводить в подземную формацию с любой подходящей основной текучей средой. Подходящие водные основные текучие среды включают свежую (пресную) воду, соленую воду, соляной раствор, морскую воду или любую другую водную жидкость, которая не может противоположно взаимодействовать с другими компонентами, используемыми в соответствии с данным изобретением или с подземной формацией. Следует отметить, что, если водная основная текучая среда включает в себя большую концентрацию солей, что затем данные соли могут действовать как активатор для водного агента для повышения клейкости, который может не являться желательным. Как понятно любому обычному специалисту, в то время как обычно является предпочтительным, согласно настоящему изобретению не требуется, чтобы водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты являлись одинаковой текучей средой или стадией обработки.

3. Упреждающие способы

Упреждающие способы настоящего изобретения являются наиболее подходящими для скважин, которые еще не подвергались разрыву или гравийной набивке. Данные способы можно использовать в качестве предварительной обработки до обработки разлома или на ранней стадии обработки разрыва пласта (включая диагностическое нагнетание) как предварительную прокладывающую обработку.

В некоторых воплощениях упреждающие способы настоящего изобретения включают в себя расположение композиции для замедленного повышения клейкости до или как часть предварительной прокладывающей обработки разрыва пласта в подземную формацию. Вторая стадия включает разрыв части подземной формации. Данная стадия разрыва может включать введение некоторого количества расклинивающего наполнителя в формацию. Данный расклинивающий наполнитель может являться покрытым, непокрытым или их комбинацией (например, некоторая часть покрытая, некоторая часть непокрытая и так далее). В некоторых воплощениях с экономической точки зрения предпочтительным является введение покрытого расклинивающего наполнителя в конце обработки разлома. Третья стадия включает введение расклинивающего наполнителя в ходе обработки разлома в разломы, созданные при обработке разлома. Расклинивающий наполнитель может образовать блоки расклинивающего наполнителя в разломах. Все три стадии можно проводить с помощью простой текучей среды. Как понятно любому обычному специалисту, в то время как обычно это является предпочтительным, согласно настоящему изобретению не требуется, чтобы водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты являлись одинаковой текучей средой или стадией обработки.

4. Введение покрытого расклинивающего наполнителя

В некоторых воплощениях композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения можно нанести на расклинивающий наполнитель для использования в процессах разрыва или гравийной набивки, подобных тем, которые описаны выше. Полученный покрытый расклинивающий наполнитель можно вводить как часть процессов разрыва или гравийной набивки в любой точке в ходе одного из способов, описанных выше. Предпочтительно покрытый расклинивающий наполнитель вводят ближе к концу обработки разрывом или гравийной набивкой так, чтобы можно было получить максимальную экономическую выгоду. Термин “покрытый расклинивающий наполнитель”, как используется в данном описании, обозначает частицы расклинивающего наполнителя, которые, по меньшей мере, частично покрыты композицией для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения или ее компонентом. Частицы расклинивающего наполнителя можно покрыть любым подходящим способом, как известно любому специалисту с преимуществом данного раскрытия. Термин “покрытый” не подразумевает никакую особенную степень покрытия частиц расклинивающего наполнителя композицией для замедленного повышения клейкости.

Широкое разнообразие материалов частиц можно использовать в качестве расклинивающего наполнителя в соответствии с настоящим изобретением, включая, но не ограничиваясь ими, песок; боксит; керамические материалы; стеклянные материалы; расклинивающий наполнитель, предварительно покрытый смолой (например, коммерчески доступный на Borden Chemicals и Santron, например, обе фирмы из Houston, TX); полимерные материалы; материалы “TEFLON™” (тетрафторэтилен); ореховую скорлупу; размолотую или раздробленную ореховую скорлупу; шелуху семян; размолотую или раздробленную шелуху семян; части фруктовых косточек; размолотые или раздробленные фруктовые косточки; переработанную древесину; составные частицы, полученные из разбивателя с частицами наполнителя, включая кремнезем, глинозем, дымящий углерод, сажу, графит, слюду, диоксид титана, метасиликат, силикат кальция, каолин, тальк, диоксид циркония, бор, зольную пыль, полые стеклянные микросферы и твердое стекло или их смеси. Используемый расклинивающий наполнитель может обладать размером частиц в интервале от около 2 до около 400 меш, серии сит США. Предпочтительно расклинивающий наполнитель является фракционированным песком, обладающим размером частиц в интервале от около 10 до около 70 меш, серии сит США. Предпочтительные интервалы распределения размера частиц песка составляют один или более из 10-20 меш, 20-40 меш, 40-60 меш или 50-70 меш в зависимости от размера частиц и распределения частиц образования для отсеивания расклинивающим наполнителем.

Для облегчения лучшего понимания настоящего изобретения даются следующие примеры определенных аспектов некоторых воплощений. Никаким образом не следует воспринимать следующие примеры для ограничения или определения сферы применения изобретения.

ПРИМЕРЫ

К 5 мл 40% раствора полимера сложного полиакрилатного эфира в воде (буферированного до рН около 9 с помощью NaHCO3) добавляли к 5 мл этилортоацетата для общего объема 100 мл. Далее добавляли 10 г активированного углерода (моделирующего мелкие фракции угля). Флокуляция не происходила. При понижении рН с помощью неактивированного 3% раствора HCl до приблизительно нейтрального сложный ортоэфир гидролизовался, выделяя уксусную кислоту, которая активировала полимер сложного полиакрилатного эфира, который консолидировал уголь.

Следовательно, настоящее изобретение хорошо применяется для достижения упомянутых целей и преимуществ, также как и тех, которые являются присущими данному изобретению. В то время как многочисленные изменения можно сделать специалистами, подобные изменения выполняются внутри сущности данного изобретения, как определяется прилагаемой формулой изобретения. Термины в формуле изобретения несут свое обычное значение, если не определено иначе патентовладельцем.

1. Способ, включающий стадии:
обеспечение текучей среды для обработки, включающей композицию для замедленного повышения клейкости, содержащую водный агент для повышения клейкости и активатор, замедляющий выделение кислоты;
расположение текучей среды для обработки в подземной формации;
предоставление возможности предшественнику кислоты производить кислоту после периода задержки, где период задержки колеблется в интервале от около 15 мин до около 75 ч, и
предоставление возможности кислоте активировать водный агент для повышения клейкости так, чтобы образовывался активированный водный агент для повышения клейкости, способный стабилизировать частицы.

2. Способ по п.1, в котором стадия предоставления возможности кислоте активировать водный агент для повышения клейкости с образованием активированного водного агента для повышения клейкости, который является способным стабилизировать частицы, происходит до, во время и после стадии размещения текучей среды для обработки в подземной формации.

3. Способ по п.1, в котором водный агент для повышения клейкости включает полимер, выбранный из группы, состоящей из: полимеров акриловой кислоты; полимеров эфира акриловой кислоты; полимеров, производных акриловой кислоты; гомополимеров акриловой кислоты; гомополимеров эфира акриловой кислоты; полиметилакрилата; полибутилакрилата; поли-2-этилгексилакрилата; сополимеров эфира акриловой кислоты; полимеров, производных метакриловой кислоты; гомополимеров метакриловой кислоты; гомополимеров эфира метакриловой кислоты; полиметилметакрилата; полибутилметакрилата; поли-2-этилгексилметакрилата; полимеров акриламидометилпропансульфоната; полимеров, производных акриламидометилпропансульфоната; сополимеров акриламидометилпропансульфоната; сополимеров акриловой кислоты и акриламидометилпропансульфоната, их производных и их комбинаций.

4. Способ по п.1, в котором водный агент для повышения клейкости включает, по меньшей мере, один выбранный из группы, состоящей из: четвертичного амина бензилкоко-ди-гидроксиэтила, р-Т-амилфенола, конденсированного формальдегидом, и сополимера, включающего от около 80% до около 100% мономеров С1-30 алкилметакрилата и от около 0% до около 20% гидрофильных мономеров.

5. Способ по п.1, в котором водный агент для повышения клейкости включает от около 0,01% до около 10% композиции для замедленного повышения клейкости.

6. Способ по п.1, в котором активатор замедленного выделения кислоты включает предшественник кислоты, выбираемый из группы, состоящей из: ортоэфиров; полиортоэфиров; разлагаемых полимеров; капсулированных кислот; сложных эфиров; лактонов; молочного ангидрида и малеинового ангидрида.

7. Способ по п.1, в котором активатор, замедляющий выделение кислоты, включает ортоэфир, определяемый формулой: RC(OR')(OR'')(OR'''), в которой R', R'' и R''' не являются водородом и R', R'' и R''' могут являться одинаковыми или разными группами.

8. Способ по п.1, в котором активатор, замедляющий выделение кислоты, включает ортоэфир или полиортоэфир, выбранный из группы, состоящей из: ортоацетатов; триметилортоацетата; триэтилортоацетата; трипропилортоацетата; триизопропилортоацетата; трибутилортоацетатов; полиортоацетатов; ортоформиатов; триметилортоформиата; триэтилортоформиата; трипропилортоформиата; триизопропилортоформиата; трибутилортоформиата; полиортоформиатов; ортопропионатов; триметилортопропионата; триэтилортопропионата; трипропилортопропионата; триизопропилортопропионата; трибутилортопропионата; полиортопропионатов и ортоэфиров полифункциональных спиртов.

9. Способ по п.1, в котором активатор, замедляющий выделение кислоты, включает разлагаемый полимер, выбранный из группы, состоящей из: алифатических сложных полиэфиров; полилактидов; полигликолидов; поли-е-капролактонов; полигидроксибутиратов; полиангидридов; адипинового полиангидрида; пробкового полиангидрида; себацинового полиангидрида; додекандикарбонового полиангидрида; малеинового полиангидрида; бензойного полиангидрида; полимолочной кислоты; смеси полимолочной кислоты и полигликолида и алифатических поликарбонатов.

10. Способ по п.1, в котором текучая среда для обработки является текучей средой для разрыва или текучей средой гравийной набивки.

11. Способ по п.1, в котором текучая среда для обработки включает компонент, выбранный из группы, состоящей из: свежей (пресной) воды; соленой воды; соляных растворов; морской воды; вспенивающего агента; алкиламидобетаинов; кокоамидопропилбетаина; сульфоната альфа-олефина; хлорида таллового триметиламмония; сульфата C8 до С22 алкилэтоксилата; хлорида триметилкокоаммония; гелеобразующих агентов; природных биополимеров; синтетических полимеров; сшитых загустителей; вязкоэластичных поверхностно-активных веществ; гуара; ксантана; полисахаридов; деполимеризованных гелеобразующих агентов и разбивателей.

12. Способ по п.1, в котором подземная формация является образованием метана угольных пластов.

13. Способ по п.1, в котором композицию для замедленного повышения клейкости покрывают, по меньшей мере, на большинстве частиц расклинивающего наполнителя.

14. Способ, включающий: обеспечение композиции для замедленного повышения клейкости, содержащей водный агент для повышения клейкости и активатор, замедляющий выделение кислоты; введение композиции для замедленного повышения клейкости в выбранную часть подземной формации; предоставление возможности активатору, замедляющему выделение кислоты, производить кислоту, которая является способной активировать водный агент для повышения клейкости, где период задержки колеблется в интервале от около 15 мин до около 75 ч; предоставление возможности водному агенту для повышения клейкости стать активированным для получения активированного водного агента для повышения клейкости; и предоставление возможности активированному водному агенту для повышения клейкости приклеиться к частицам внутри части подземной формации.

15. Способ по п.14, в котором активатор, замедляющий выделение кислоты, включает предшественник кислоты, выбранный из группы, состоящей из: ортоэфиров; полиортоэфиров; разлагаемых полимеров; капсулированных кислот; сложных эфиров; лактонов; молочного ангидрида и малеинового ангидрида; и водный агент для повышения клейкости выбирают из группы, состоящей из: полимеров акриловой кислоты; полимеров эфира акриловой кислоты; полимеров, производных акриловой кислоты; гомополимеров акриловой кислоты; гомополимеров эфира акриловой кислоты; полиметилакрилата; полибутилакрилата; поли-2-этилгексилакрилата; сополимеров эфира акриловой кислоты; полимеров, производных метакриловой кислоты; гомополимеров метакриловой кислоты; гомополимеров эфира метакриловой кислоты; полиметилметакрилата; полибутилметакрилата; поли-2-этилгексил-метакрилата; полимеров акриламидометилпропансульфоната; полимеров производных акриламидометилпропансульфоната; сополимеров акриламидометилпропансульфоната; сополимеров акриловой кислоты и акриламидометилпропансульфоната, их производных и их комбинаций.

16. Способ по п.14, в котором стадия введения композиции для замедленного повышения клейкости в выбранную часть подземной формации происходит до, во время или после кислотного процесса разрыва или матричного кислотного процесса.

17. Способ по п.14, в котором способ является первичным способом, упреждающим способом или вторичным способом по отношению к обработке разрыва или обработке гравийной набивки в подземной формации.

18. Способ по п.14, в котором композицию для замедленного повышения клейкости покрывают, по меньшей мере, на большинстве частиц расклинивающего наполнителя, выбираемого из группы, состоящей из: песка; боксита; керамических материалов; стеклянных материалов; расклинивающего наполнителя, предварительно покрытого смолой; полимерных материалов; материалов тетрафторэтилена; ореховой скорлупы; частей ореховой скорлупы; частей фруктовых косточек; частиц переработанной древесины; составных частиц, полученных из разжижителя с частицами наполнителя; кремнезема; глинозема; дымящего углерода; сажи; графита; слюды; диоксида титана; метасиликата; силиката кальция; каолина; талька; диоксида циркония; бора; зольной пыли; полых стеклянных микросфер и их смесей.

19. Способ по п.14, дополнительно включающий: обеспечение текучей среды для обработки гравийной набивкой, включающей водную текучую среду и необязательно гелеобразующий агент с композицией для замедленного повышения клейкости; и введение текучей среды для обработки гравийной набивкой с композицией для замедленного повышения клейкости в подземную формацию так, чтобы поместить гравийную набивку в части подземной формации или рядом с ней.

20. Способ, включающий: обеспечение текучей среды для разрыва пласта, которая включает композицию для замедленного повышения клейкости, содержащую водный агент для повышения клейкости и активатор, замедляющий выделение кислоты; расположение текучей среды для разрыва пласта в часть подземной формации при давлении, достаточном для создания или увеличения в ней разрыва; предоставление возможности активатору, замедляющему выделение кислоты, производить кислоту, которая является способной активировать водный агент для повышения клейкости, где период задержки колеблется в интервале от около 15 мин до около 75 ч; предоставление возможности водному агенту для повышения клейкости стать активированным для получения активированного водного агента для повышения клейкости; и предоставление возможности активированному водному агенту для повышения клейкости приклеиться к частицам внутри части подземной формации.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к жидкостям, обладающим способностью снижать гидродинамическое трение, и их использованию на месторождениях нефти. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. .
Изобретение относится к вспениваемой композиции, ее получению и применению при гидроразрыве продуктивного пласта. .
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 нефтедобывающей промышленности, в частности к способам для извлечения нефти растворами биополимеров, и может найти применение при разработке нефтяных залежей на поздней стадии и содержащих малоактивную нефть повышенной вязкости.

Изобретение относится к жидкостям, обладающим способностью снижать гидродинамическое трение, и их использованию на месторождениях нефти. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для нефтеотдачи. .
Изобретение относится к разработке залежи нефти, характеризующейся геологической неоднородностью ее коллектора. .

Изобретение относится к обработке подземных пластов. .

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.
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 области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в производстве реагентов для обработки буровых растворов. .
Наверх