Флюид для обработки с несимметричным пероксидным разжижителем и способ

Изобретение относится к флюидам для обработки подземных пластов. Способ обработки подземного пласта, через который проходит ствол скважины, может быть реализован путем образования флюида для обработки из водного раствора гидратированного полимера, который объединяют с водорастворимым, несимметричным, гетеролитически расщепляемым, неорганическим пероксидным разжижающим агентом и флюид вводят в пласт. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 13 з.п. ф-лы, 5 пр., 4 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к флюидам для обработки, предназначенным для применения при обработке подземных пластов. В частности, изобретение относится к флюидам для обработки, имеющим повышенную вязкость, а также к композициям и способам разжижения таких флюидов.

Уровень техники

Положения в данном разделе обеспечивают лишь вводную информацию, касающуюся настоящего описания, и могут не составлять предшествующий уровень техники.

Углеводные полимеры, поперечно сшитые различными ионами, такими как бор, цирконий и титан, применяют в нефтегазовой промышленности в качестве высоковязких флюидов для гидроразрыва пласта. Полисахариды, такие как гуаровые смолы и производные гуаровых смол, обычно применяют в качестве флюидов-загустителей на водной основе для гидравлического разрыва пласта и для транспорта проппанта. Проппант остается в созданной трещине гидроразрыва для поддержания трещины открытой и образования подводящего канала, идущего от скважины в пласт по длине трещины. После того как трещина гидроразрыва окончательно образована, извлечение флюида для гидроразрыва является решающим для ускорения добычи углеводородов через образованный канал.

Извлечение флюида для гидроразрыва достигается путем понижения вязкости флюида таким образом, чтобы флюид естественным путем проходил через пачку проппанта. Для расщепления полимерных сеток с целью уменьшения их вязкости обычно используют химические реагенты, такие как окислители, кислоты и ферменты. Указанные вещества обычно упоминаются как "разжижители".

Регулирование времени разжижения является важным фактором. Преждевременное разрушение гелей может вызвать осаждение проппанта из флюида прежде достижения достаточной дистанции в созданной трещине гидроразрыва и привести к преждевременному выпадению проппанта. Преждевременное разжижение также может привести к меньшей, чем необходимо, ширине трещины при гидроразрыве. С другой стороны, слишком большая задержка разжижения геля также нежелательна. Замедленное разжижение может вызвать существенную задержку при добыче углеводородов. Эти факторы, включая уровни активности в зависимости от температуры, механизмы задержки и недостаточная прочистка пачки проппанта диктуют существенную сложность при разработке эффективной системы для разжижения.

Персульфат аммония или (APS, ПСА) является одним из наиболее широко применяемых в промышленности разжижителей. Если применяют персульфат аммония, то из-за теплового разложения персульфатных ионов при гомолитическом расщеплении пероксо-связи (O-O) образуются свободные сульфатные радикалы. Эти свободные радикалы инициируют процесс разрыва цепи путем взаимодействия с полимерной цепью, отнимая водород, что приводит к первичному расщеплению связи маннозной или галактозной групп. Образованные радикалы ускоряют процесс, дополнительно расщепляя полимер на фрагменты с более низкой молекулярной массой. Это продолжается до тех пор, пока не происходит остановка реакции, главным образом, из-за соединения двух радикалов.

Хотя данный процесс при температуре ниже 120°F (50°C) протекает с очень низкой скоростью, он становится очень быстрым выше указанной температуры, особенно выше 175°F (80°C). При таких высоких температурах разжижитель персульфат аммония разлагается слишком быстро для того, чтобы его можно было эффективно использовать в качестве разжижителя в большинстве областей применения.

Таким образом, существует потребность в системе для разжижения, которая позволяет решить указанные недостатки с более высоким контролем в широком диапазоне температур.

Сущность изобретения

Флюидная композиция для обработки подземного пласта, через который проходит ствол скважины, образована из водного флюида, гидратируемого полимера и растворимого в воде, несимметричного, неорганического пероксидного разжижающего агента, который способен подвергаться гетеролитическому расщеплению. Композиция может дополнительно включать сшивающий агент, способный к поперечному сшиванию гидратируемого полимера. В некоторых вариантах осуществления разжижающий агент может быть выбран из, по меньшей мере, одного из следующих соединений: пероксимоносульфат калия, натрия или аммония, пероксимоносульфат тетра-н-бутиламмония.

Также предлагается способ обработки подземного пласта, через который проходит ствол скважины, где флюид для обработки образован из водного раствора гидратированного полимера. В состав флюида для обработки включен водорастворимый, несимметричный, гетеролитически расщепляемый неорганический пероксидный разжижающий агент. Флюид для обработки вводят в пласт.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Для более полного понимания настоящего изобретения, а также его преимуществ, последующее описание рассмотрено в совокупности с сопровождающими фигурами, на которых:

на фигуре 1 показан график зависимости вязкости от времени загущенных полимерных растворов, содержащих различное количество разжижителя на основе персульфата аммония, нагретых до приблизительно 125°F (51,6°C);

на фигуре 2 показан график зависимости вязкости от времени загущенных полимерных растворов, содержащих различное количество пероксимоносульфата калия, нагретых до приблизительно 150°F (65,6°C);

на фигуре 3 показан график зависимости вязкости от времени загущенных полимерных растворов, содержащих различное количество пероксимоносульфата тетра-н-бутиламмония, нагретых до приблизительно 175°F (79,4°C); и

на фигуре 4 показан график зависимости вязкости от времени загущенных полимерных растворов, содержащих различное количество пероксимоносульфата тетра-н-бутиламмония, нагретых до приблизительно 225°F (107,2°C).

Подробное описание изобретения

Вначале нужно отметить, что при разработке любого подобного конкретного варианта осуществления должны быть реализованы многочисленные практические решения для достижения конкретных целей разработчиков, такие как системные и производственные ограничения, которые варьируют от одного применения к другому. Кроме того, следует понимать, что такая опытно-конструкторская работа может быть сложной и длительной, но при этом является повседневной практикой для средних специалистов в данной области техники, к которой применимо настоящее описание.

Описание и примеры представлены исключительно в целях пояснения предпочтительных вариантов осуществления изобретения и не должны рассматриваться как ограничение объема и применимости изобретения. Хотя композиции по настоящему изобретению, как описано в настоящей заявке, включают определенные вещества, следует понимать, что композиция может необязательно включать два или более химически разнящихся веществ. Кроме того, композиция может также включать некоторые компоненты помимо уже обозначенных. В разделе «Сущность изобретения» и его подробном описании каждое числовое значение следует один раз истолковывать как измененное термином "приблизительно" (если не так явно изменено), а затем рассматривать снова как не измененное настолько, если в контексте не указано иное. Кроме того, в разделе «Сущность изобретения» и его подробном описании следует понимать, что диапазон концентрации, приведенный или описанный как являющийся пригодным, подходящим или тому подобное, означает, что любую и каждую концентрацию в пределах диапазона, включая предельные значения, следует рассматривать как заявленные. Например, "диапазон от 1 до 10" следует интерпретировать как указание каждого возможного числа в пределах непрерывного множества от приблизительно 1 до приблизительно 10. Таким образом, даже если определенные экспериментальные точки в пределах диапазона были прямо определены или указаны лишь некоторые из них, или даже в пределах диапазона не было указано ни одной экспериментальной точки, следует понимать, что авторы изобретения учитывают и понимают, что нужно расценивать любые и все экспериментальные точки в пределах диапазона как определенные, и что авторы изобретения владеют всем диапазоном и всеми точками в пределах диапазона.

Настоящее изобретение относится к разжижению флюидов для гидроразрыва или повышающих вязкость флюидов регулируемым способом с применением химических окислителей, имеющих несимметричную O-O связь. Несимметричные O-O связи способны подвергаться как гомолитическому, так и гетеролитическому расщеплению, в зависимости от условий реакции. Гомолитическое расщепление приводит к образованию двух различных радикалов, вероятно, с разными периодами полураспада. В частности, в изобретении применяют неорганические окислители с O-O связями, которые, как известно, подвергаются гетеролитическому расщеплению, вследствие которого расщепление полимерных сеток происходит, прежде всего, не по свободнорадикальному механизму. Такие химические окислители могут в дальнейшем упоминаться как "несимметричные" разжижители, разжижающие агенты, окислители, окисляющие агенты и т.д. Неорганические окислители с несимметричными O-O связями, склонные к гетеролитическому расщеплению, могут быть более стабильными и требовать более высоких температур для разрыва кислород-кислородной связи из-за различия в электроотрицательности смежных атомов. Это отличается от обычных разжижителей, таких как персульфат аммония, которые являются симметричными и образуют одинаковые радикалы при гомолитическом расщеплении. Обычные разжижители являются менее стабильными и имеют тенденцию к активации при более низких температурах.

Определенные неорганические пероксимоносульфатные окислители известны своей сильной окислительной активностью, а также своими хемоселективными свойствами, то есть они способны к селективному окислению органических функциональных групп. Это было связано с тем фактом, что они в меньшей степени подвергаются механизмам радикальных реакций. Являясь перкислотами, а не пероксидами, указанные пероксимоносульфатные соединения, с сульфатом в качестве уходящей группы, легко подвергаются нерадикальному, гетеролитическому расщеплению по сравнению с пероксидами, где гидроксид или алкоксид, как ожидают, является менее эффективной уходящей группой.

Примером подходящего гетеролитически расщепляемого пероксимоносульфатного разжижающего агента является пероксимоносульфат калия, также известный как калиевая соль кислоты Каро. Пероксимоносульфат калия может существовать в виде устойчивой тройной соли (2KHSO5 ·KHSO4 ·K2SO4), которая коммерчески доступна от E.I. du Pont de Nemours and Company, in Wilmington, DE, и продается под торговой маркой Oxone® в виде окислительного состава. Поскольку пероксимоносульфат калия содержит несимметричные О-О связи, маловероятно, что он будет подвергаться гомолитическому расщеплению с инициированием радикально-цепного процесса. Таким образом, он может действовать как эффективный донор одного атома кислорода. Также могут быть использованы соли пероксикислот с другими щелочными металлами помимо калия, например натриевые соли. Также могут быть использованы соли аммония.

В некоторых областях применения пригодными являются более крупные катионы, чем отдельно взятый щелочной металл, такие как пероксимоносульфаты тетраалкиламмония. Кислый pH пероксимоносульфата калия может не подойти для использования в качестве эффективного разжижителя в некоторых ситуациях. Например, высокий pH может быть необходим для поддержания соответствующей высокой вязкости при использовании полимеров, сшитых боратами, а также некоторых флюидов, включающих циркониевые сшивающие агенты. Кроме того, галактоманнановые полимеры обычно более стабильны при высоком pH, особенно при температурах, превышающих 80°C. Инкапсулирование разжижителя или другие механизмы замедленного высвобождения могут решить данную проблему. Потребность в более высоком pH, однако, может быть также решена путем использования солей тетраалкиламмония, таких как пероксимоносульфат тетра-н-бутиламмония (OTBA), раствор которого является основным. Другие неограничивающие примеры подходящих солей тетраалкиламмония включают пероксимоносульфат тетра-н-пентиламмония, пероксимоносульфат тетра-н-гексиламмония.

Хотя несимметричные неорганические окислители являются предпочтительными в настоящем изобретении, в некоторых вариантах осуществления могут быть также использованы другие несимметричные органические окислители. Они могут включать перкислоты, например, перуксусную кислоту или пербензойную кислоту, а также их производные. Некоторые алкилгидропероксиды, такие как метилгидропероксид, кроме трет-бутилгидропероксида, также могут быть использованы в некоторых вариантах осуществления.

Разжижающий агент первоначально может быть в твердой или жидкой форме. Если разжижающий агент находится в твердой форме, он может быть кристаллическим или гранулированным веществом. Твердая форма может быть инкапсулирована или покрыта специальным покрытием для задержки его высвобождения во флюид. Инкапсулированные вещества и способы инкапсулирования разжижающих веществ известны в уровне техники. Такие вещества и способы могут быть использованы для разжижающего агента по настоящему изобретению. Неограничивающие примеры веществ и способов, которые могут быть использованы для инкапсулирования, описаны, например, в патентах США №№ 4741401, 4919209, 6162766 и 6357527. В случае использования в виде флюида разжижающую соль обычно растворяют в водном растворе. Несимметричные разжижители растворимы в воде, то есть они имеют растворимость, по меньшей мере, более чем 1 г в 100 г воды при комнатной температуре, согласно измерениям с использованием методов йодометрического титрования. Несимметричный разжижитель может иметь растворимость 5 г, 10 г или более в 100 г воды.

Несимметричный окислитель можно также использовать в присутствии металлических катализаторов. Металлические катализаторы ускоряют протекание реакции при данной температуре. Общие классы катализаторов включают металлопорфирины, марганец, медь, железо, кобальт, никель, серебро, палладий и платину.

При гидравлическом разрыве подземных пластов флюиды для гидроразрыва, которые обычно являются водными флюидами, могут быть загущены или переведены в гель для придания им достаточной вязкости, чтобы нести или суспендировать проппант, препятствовать поглощению флюида для гидроразрыва пластом и т.д. Чтобы придать более высокую вязкость водным флюидам для гидроразрыва, к флюиду часто добавляют водорастворимые или гидратируемые полимеры. Указанные гидратируемые полимеры обычно сшиты с использованием сшивающих агентов для получения желатинизированной полимерной сетки, которая повышает вязкость флюида до необходимого уровня, хотя некоторые флюиды для гидроразрыва содержат только линейный полимер без добавления сшивающих агентов. В других случаях ассоциативного загущения достигают с помощью подходящих полимеров и смесей поверхностно-активных веществ.

Несимметричный разжижающий агент может быть использован в сочетании с такими гидратируемыми полимерами, которые могут быть линейными или поперечно сшитыми. Как описано ранее, обычные разжижители на основе персульфата аммония разлагаются слишком быстро для того, чтобы быть эффективными для использования в качестве разжижителя для таких полимерных флюидов в большинстве областей применения при температурах выше приблизительно 125°F (~50°C). Несимметричные разжижители могут быть использованы при разжижении таких загущенных флюидов в области температур приблизительно от 125°F (~50°C) и выше, более конкретно, приблизительно от 125°F (~50°C) до приблизительно 250°F (121°C). Поскольку несимметричная О-О связь разжижителей по изобретению более стабильна, то в пределах данного времени для разрыва связи необходимы более высокие температуры.

Следует понимать, что по всему тексту настоящего описания, когда диапазон концентрации или количества описан как применимый или подходящий, или т.п., это означает, что любую и каждую концентрацию или количество в пределах диапазона, включая предельные значения, нужно рассматривать как заявленные. Кроме того, каждое числовое значение следует истолковывать один раз как измененное термином "приблизительно" (если оно уже не так явно изменено), а затем истолковывать снова как неизмененное настолько, если в контексте не указано иное. Например, "диапазон от 1 до 10" следует интерпретировать как указание каждого возможного числа в пределах непрерывного множества от приблизительно 1 до приблизительно 10. Другими словами, когда определенный диапазон указан, даже если определенные экспериментальные точки в пределах диапазона были прямо определены или указаны лишь некоторые из них, или даже в пределах диапазона не было указано ни одной экспериментальной точки, следует понимать, что авторы изобретения учитывают и понимают, что нужно расценивать любые и все экспериментальные точки в пределах диапазона как определенные, и что авторы владеют всем диапазоном и всеми точками в пределах диапазона.

Гидратируемые полимеры, пригодные для настоящего изобретения, могут включать любые гидратируемые полимеры, известные специалистам в отрасли обслуживания скважин как водорастворимые. Примеры подходящих гидратируемых полимеров включают, но не обязательно ограничиваются ими, гуаровые смолы, высокомолекулярные полисахариды, состоящие из маннозных и галактозных сахаров, или производные гуаровых смол, такие как гидроксипропилгуар (HPG), карбоксиметилгуар (CMG) и карбоксиметилгидроксипропилгуар (CMHPG), галактоманнановая смола, глюкоманнановая смола, гуаровые смолы, производные гуаровых смол и производные целлюлозы. Также могут быть использованы такие производные целлюлозы, как гидроксиэтилцеллюлоза (HEC), карбоксиметилцеллюлоза (CMC), гидроксипропилцеллюлоза (HPC) и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза (CMHEC). Кроме того, могут использоваться синтетические полимеры, содержащие акриламид, включая полиакриламиды, частично гидролизованные полиакриламиды, сополимеры акриламида и акриловой кислоты, а также сополимеры и терполимеры, содержащие акриламид, винилпирролидон, AMPS (2-акриламидо-2-метилпропансульфоновая кислота), или акриловую кислоту. Агентом, повышающим вязкость, может быть гетерополисахаридный загуститель. Могут быть использованы такие гетерополисахариды, как ксантановая смола, а также описанные в заявке на патент США US2006/0166836, опубликованной 27 июля 2006 года. Гетерополисахарид может включать такие полимеры, которые содержат в основной полимерной цепи повторяющееся тетрасахаридное звено, как представлено химической формулой (1):

где в повторяющемся звене присутствуют, по меньшей мере, три различных сахарида, причем такие сахариды включают D-глюкозу, D-глюкуроновую кислоту и/или L-рамнозу или L-маннозу; М+ является ионом; R1, R2, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 и R10 выбраны из группы, состоящей из водорода, метила, ацетила, глицерила или сахаридной группы, содержащей от одной до трех сахаридных единиц; R11 является метильной или метилольной группой; и средневесовая молекулярная масса (Mw) гетерополисахарида составляет от приблизительно 105 до приблизительно 107.

Гидратируемый полимер может быть добавлен в различных концентрациях для получения необходимой вязкости. Могут быть использованы концентрации приблизительно до 1% по весу от общего веса композиции для обработки. В некоторых вариантах осуществления изобретения гидратируемый полимер может быть использован в количестве приблизительно от 0,05% до приблизительно 0,5% от общего веса композиции.

Полимеры могут быть сшиты с использованием любого подходящего сшивающего агента, такого как сшивающий агент на основе иона металла. Примеры таких материалов включают многовалентные ионы таких металлов, как бор, алюминий, сурьма, цирконий, титан и т.д., которые взаимодействуют с полимерами, образуя композицию с достаточными и подходящими показателями вязкости для конкретных операций. Сшивающий агент может быть добавлен в количестве, которое приводит к подходящей вязкости и стабильности геля при рабочей температуре. Как правило, сшивающие агенты добавляют в концентрациях от приблизительно 5 до приблизительно 500 частей на миллион (ч./млн.) активного атомного веса. Данная концентрация может быть отрегулирована в расчете на концентрацию полимера. Сшивающий агент предпочтительно добавляют в виде раствора, и он может включать лиганд, который задерживает реакцию образования поперечных связей. Указанная задержка может быть выгодна тем, что флюид для гидроразрыва с высокой вязкостью не образуется до тех пор, пока в призабойной зоне скважины не минимизируются потери давления при трении, и может предотвратить необратимую механическую деструкцию геля, как, например, при использовании Zr или Ti сшивающих агентов. Замедленное сшивание можно регулировать по времени, температуре, или как по времени, так и по температуре, и является решающим для успешного проведения процесса гидравлического разрыва пласта.

Загуститель на основе полимера, если включается в состав, может иметь любую подходящую вязкость. Минимальная вязкость может быть такой, которая является подходящей для суспендирования проппанта в условиях гидроразрыва пласта. В некоторых вариантах осуществления вязкость может составлять от приблизительно 50 мПа·с или больше при скорости сдвига приблизительно 100 с-1, при температуре обработки, более конкретно, приблизительно 75 мПа·с или больше при скорости сдвига приблизительно 100 с-1 и, еще более конкретно, приблизительно 100 мПа·с или больше. Как правило, максимальная вязкость составляет менее чем приблизительно 1000 мПа·с, обычно менее чем приблизительно 600 мПа·с при скорости сдвига приблизительно 100 с-1. Более высоких значений вязкости обычно стараются избегать, чтобы минимизировать стоимость и способствовать лучшей очистке скважины от флюида для гидроразрыва после того, как трещина закрылась и скважина находится в фазе добычи.

Несимметричный разжижающий агент может быть использован в количестве от более чем 0% до приблизительно 1,5% или более по весу флюида для обработки, более конкретно, приблизительно от 0,002% до приблизительно 0,5% по весу флюида для обработки. Указанные вещества можно использовать в форме твердых веществ, которые являются растворимыми в воде, или можно использовать в жидкой форме. Разжижающий агент и, необязательно, металлический катализатор могут быть использованы в сухой форме или в форме суспензии и добавляются к водному флюиду на поверхности с уже добавленным гидратируемым полимером или без него. Альтернативно, разжижитель и/или любой металлический катализатор могут содержаться в суспензии. Катализатор также может быть инкапсулирован. Это может быть полезно, когда несимметричный разжижитель эффективен только при рабочей температуре в присутствии катализатора. Путем инкапсулирования катализатора активация разжижителя может быть замедлена до тех пор, пока катализатор не будет высвобожден.

Разжижающий агент может быть суспендирован в неводной или несмешиваемой среде, например в соляровом масле, минеральном масле и т.д., перед смешиванием с водным флюидом и введением в пласт. Суспензия может дополнительно включать суспендирующую добавку, такую как гидроксипропилцеллюлоза в гликольэфирном растворителе, таком как полиэтиленгликоль. Суспензия может замедлять взаимодействие разжижающего агента с раствором полимера. Разжижающий агент может быть также добавлен в процессе закачки в виде жидкости или заранее смешан с водой.

Как описано ранее, в некоторых областях применения разжижающий агент может быть инкапсулирован в инкапсулирующем материале для замедления взаимодействия с загущенным полимерным флюидом. Инкапсулирующие материалы могут включать поливинилиденхлорид или материалы и полимеры, которые слаборастворимы или нерастворимы во флюиде для обработки.

Замедлитель разжижения также может быть добавлен к флюиду для обработки с целью ингибирования или замедления реакции разжижителя. Примеры подходящих замедлителей разжижения могут включать нитрит натрия (NaNO2), NaNO, тиосульфат натрия (Na2S2O3), триэтаноламин и мочевину. Они могут быть добавлены в количестве от приблизительно 0,02% до приблизительно 0,05% по весу флюида для обработки. Замедлители особенно полезны при более высоких температурах, например при 60°C или выше, когда из-за более высоких температур реакции могут ускоряться. Замедлитель разжижения может быть инкапсулирован. Кроме того, замедлитель разжижения может быть инкапсулирован вместе с разжижающим агентом. Альтернативно, замедлитель разжижения можно вводить отдельно от разжижающего агента.

Загущенные растворы полимеров, линейных или сшитых, вспененные или невспененные, особенно полезны в качестве флюидов-носителей для проппантов. Проппанты могут быть такими, которые по существу нерастворимы в растворе полимера и/или пластовых флюидах. В операциях гидроразрыва пласта частицы проппанта, которые содержатся в композиции для обработки, остаются в созданной трещине, удерживая, таким образом, трещину от смыкания, когда давление гидроразрыва сбрасывается, и скважина вводится в эксплуатацию. Проппанты могут иметь размер частиц от приблизительно 0,15 мм до приблизительно 2,5 мм. Подходящие проппанты включают, но не ограничиваются ими, песок, скорлупу грецких орехов, спеченный боксит, стеклянную дробь, керамические материалы, природные материалы или подобные материалы. Также могут быть использованы смеси проппантов. Подходящие примеры природных материалов в форме частиц, пригодных для применения в качестве проппантов, включают, но не обязательно ограничиваются ими, измельченную или дробленую скорлупу орехов, таких как грецкий орех, кокос, орех пекана, миндаль, фителефас, бразильский орех и т.д.; измельченную или дробленую скорлупу (включая скорлупу фруктовых косточек) семян фруктов, таких как слива, олива, персик, вишня, абрикос и т.д.; измельченную или дробленую шелуху семян других растений, таких как кукуруза (например, стержни початков или ядра зерен), и т.д.; переработанные древесные материалы, например, полученные из древесины таких деревьев, как дуб, гикори, грецкий орех, тополь, красное дерево и т.д., включая древесину, которая была обработана путем дробления, переработки в щепу или другим способом измельчения, обработки и т.д.

Концентрация проппанта в композиции может быть любой концентрацией, которая подходит для выполнения определенной желаемой обработки. Например, проппант может быть использован в количестве приблизительно до 3 килограммов на литр композиции. Кроме того, любые из частиц проппантов могут быть покрыты смолой для потенциального повышения прочности, способности к агрегации и улучшения выносных свойств проппанта.

Волокнистый компонент может быть включен в композиции согласно изобретению с целью достижения разнообразных свойств, включая улучшение суспендирования частиц и способности транспорта частиц, а также стабильности пены. Используемые волокна могут быть гидрофильными или гидрофобными по природе. Волокна могут представлять собой любой волокнистый материал, такой как, без ограничения перечисленным, природные органические волокна, измельченные растительные материалы, синтетические полимерные волокна (неограничивающими примерами которых являются полиэстер, полиарамид, полиамид, новолоид или полимер типа новолоида), фибриллированные синтетические органические волокна, керамические волокна, неорганические волокна, металлические волокна, металлические нити, углеродные волокна, стекловолокно, керамические волокна, натуральные полимерные волокна и любые их смеси. Наиболее подходящими волокнами являются полиэфирные волокна с покрытием, придающим высокую гидрофильность, такие как, без ограничения перечисленным, полиэтилентерефталатные (PET, ПЭТ) волокна DACRON®, доступные от Invista Corp., Wichita, Kans., USA, 67220. Другие примеры подходящих волокон включают, но не ограничиваются ими, полиэфирные волокна полимолочной кислоты, полиэфирные волокна полигликолиевой кислоты, волокна поливинилового спирта и т.п. В случае применения в композициях по изобретению волокнистый компонент может быть включен в концентрации от приблизительно 1 до приблизительно 15 граммов на литр композиции, более конкретно, концентрация волокон может составлять от приблизительно 2 до приблизительно 12 граммов на литр композиции и, более конкретно, от приблизительно 2 до приблизительно 10 граммов на литр композиции.

Также во флюид для обработки могут быть добавлены другие добавки, которые, как известно, широко используют специалисты в области добычи нефти. Они могут включать стабилизаторы неустойчивых глин, поверхностно-активные вещества, термостабилизаторы флюидов, раскислители, спирты, ингибиторы солеотложения, ингибиторы коррозии, понизители фильтрации, бактерицидные добавки, пенообразователи, очистные поверхностно-активные вещества, смачивающие добавки, понизители трения и т.п.

Композиции согласно изобретению могут представлять собой вспененные и активированные флюиды для обработки приствольной зоны, содержащие "пеноообразующие добавки", которые могут включать поверхностно-активные вещества или смеси поверхностно-активных веществ, способствующих диспергированию газа в композиции с образованием пузырьков или капель и придающих стабильность дисперсии, задерживая коалесценцию или повторное соединение таких пузырьков или капель. Вспененные и активированные флюиды обычно описываются качеством их пены, то есть отношением объема газа к объему пены. Если качество пены составляет 52-95%, флюид обычно называют вспененным флюидом, а если ниже 52% - активированным (газированным) флюидом. Следовательно, композиции по изобретению могут включать ингредиенты, которые образуют вспененные или активированные флюиды, такие как, без ограничения перечисленным, пенообразующее поверхностно-активное вещество или смеси поверхностно-активных веществ, а также газ или сверхкритический флюид, которые эффективно образуют пену или активированный флюид. Подходящие примеры таких газов включают диоксид углерода, азот или любые их смеси.

В большинстве случаев флюиды по изобретению применяют при гидравлическом разрыве пласта. Гидравлический разрыв пласта состоит из закачивания композиции без проппанта, или пачки, в скважину с такой скоростью, чтобы композиция не могла поглощаться пластом, в результате чего давление повышается, и массив породы разрушается с образованием искусственных трещин и/или расширением существующих трещин. Затем в композицию добавляют частицы проппанта, такие как описано выше, с получением суспензии, которую закачивают в разрыв, препятствуя его смыканию, после чего закачку прекращают, и давление гидроразрыва снижается. Суспензия проппанта и транспортная способность композиции-основы для обработки обычно зависит от вязкости флюида. Способы гидравлического разрыва подземного пласта известны средним специалистам в данной области и включают закачку флюида для гидроразрыва в буровую скважину, а из нее в окружающий пласт. Давление флюида превышает минимум напряжения в массиве породы, что вызывает образование или расширение трещин в пласте. См. Stimulation Engineering Handbook, John W. Ely, Pennwell Publishing Co., Tulsa, Okla. (1994), US Pat. No. 5551516 (Normal et al), "Oilfield Applications", Encyclopedia of Polymer Science and Engineering, vol. 10, pp. 328-366 (John Wiley & Sons, Inc. New York, N. Y., 1987), а также ссылки, приведенные в указанных источниках.

При гидроразрыве пласта композиции по настоящему изобретению можно применять при обработке без проппанта, на стадии проппанта, или на обеих стадиях. Компоненты смешивают на поверхности. Альтернативно, композиция может быть приготовлена на поверхности и закачана в насосно-компрессорную трубу, тогда как газовый компонент, такой как диоксид углерода или азот, может быть закачан в межтрубное пространство, со смешиванием в забое скважины или, наоборот, с образованием пены или активированной флюидной композиции.

В другом варианте осуществления композиции можно применять для гравийной набивки ствола скважины. В качестве композиции для гравийной набивки композиция может содержать гравий или песок, а также другие необязательные добавки, такие как реагенты для промывки фильтровальной корки, например хелатирующие агенты или кислоты (например, хлороводородная, фтороводородная, муравьиная, уксусная, лимонная кислота), ингибиторы коррозии, ингибиторы солеотложения, биоциды, регуляторы фильтрации и т.д. Для данного применения используют подходящий гравий или песок, обычно имеющие размер частиц, соответствующий размеру отверстий сита от 0,2 мм (~70 меш) до 2,4 мм (~8 меш).

Следующие примеры служат для дополнительной иллюстрации изобретения.

ПРИМЕРЫ

Пероксимоносульфат калия, доступный под маркой Oxone®, и пероксимоносульфат тетра-н-бутиламмония или OTBA, тестировали в качестве разжижителей для полимера на основе гуаровой смолы, сшитого борной кислотой. Температура активации для Oxone®, требуемая для разрыва поперечно сшитого гуара, превышает 150°F (65,6°C), как видно по данным испытаний на водной бане и реологических тестов. Реологические тесты показали, что OTBA активен при температуре выше 175°F (79,4°C) и действует лучше всего при 200°F (93,3°C).

В примерах 1-4 использовали 25-фунтовый базовый раствор (то есть 25 фунтов геля/1000 галлонов или 3 кг геля/1000 л), полученный путем гидратирования 3,0 г гуаровой смолы в 1,0 л деионизованной (DI) воды с использованием смесителя в течение 20 минут. Затем 2 мл 50% по весу водного раствора тетраметиламмонийхлорида добавляли в качестве стабилизатора неустойчивых глин. Затем линейный флюид сшивали, добавляя некоторое количество сшивающего агента, содержащего 0,38 г борной кислоты и 0,76 г глюконата натрия, с последующим медленным добавлением 30 вес.% раствора гидроксида натрия, повышая pH до приблизительно 11.

В примере 5 40-фунтовый базовый раствор (то есть 40 фунтов геля/1000 галлонов или 4,8 кг геля/1000 л) получали путем гидратирования 4,8 г гуаровой смолы в 1,0 л DI воды с использованием смесителя в течение 20 минут, после чего в раствор добавляли 0,2 об.% 50% по весу водного раствора тетраметиламмонийхлорида в качестве стабилизатора неустойчивых глин. Затем линейный флюид сшивали, добавляя некоторое количество сшивающего агента, содержащего 0,57 г борной кислоты и 1,14 г глюконата натрия, с последующим медленным добавлением 30 вес.% раствора гидроксида натрия, повышая pH до приблизительно 11,5.

Для сравнения эффективности разжижения образцы по 50 мл сшитых флюидов нагревали до определенной температуры на водяной бане. Затем к каждому образцу добавляли различные разжижители. После встряхивания образца, с целью перемешивания содержимого, флюиды помещали обратно на водяную баню при указанной температуре. Их визуально анализировали на предмет разжижения в интервалах по 30 минут. Чистый образец, в который не добавляли разжижитель, также помещали на баню для сравнения.

Реологические показатели измеряли с помощью вискозиметра Grace M5500, доступного от Grace Instrument, используя ротор номер 1 и груз номер 5. Данная модель 50 вискозиметра соответствует требованиям стандарта ISO 13503-1 «Измерение вязкостных свойств растворов для вскрытия пласта». Значения вязкости приведены для скорости сдвига 100 с-1.

Пример 1

Тесты проводили с использованием персульфата аммония и пероксимоносульфата калия, доступного под маркой Oxone®, тесты на водяной бане, проводимые при 125°F (51,6°C) в течение 1,5 ч, показали, что персульфат аммония в концентрации 0,12 вес.% полностью разжижал флюид при указанной температуре, тогда как флюид, который содержал 0,12 вес.% Oxone®, не расщеплялся и оставался очень вязким.

Пример 2 (сравнительный)

В качестве сравнения реологические исследования проводили с использованием раствора сшитой гуаровой смолы, без разжижителя и с разжижителем (персульфатом аммония) в различных концентрациях: 0,012%, 0,024% и 0,06% по весу. Как может быть видно на фигуре 1, персульфат аммония вызывал окисление флюида и снижение вязкости при температуре приблизительно 125°F (51,6°C).

Пример 3

Реологические исследования проводили на растворах сшитой гуаровой смолы без использования разжижителя и с использованием пероксимоносульфата калия, доступного под маркой Oxone®, в различных концентрациях: 0,09% и 0,18% по весу. Как может быть видно на фигуре 2, Oxone® при обеих концентрациях вызывал окисление флюида при температуре приблизительно 150°F (56,6°C).

Пример 4

Реологические исследования проводили на сшитых растворах без использования разжижителя и с использованием пероксимоносульфата тетра-н-бутиламмония (OTBA) в различных концентрациях: 0,03%, 0,09% и 0,18% по весу. Как может быть видно на фигуре 3, OTBA в обеих концентрациях вызывал окисление флюида при температуре приблизительно 175°F (79,4°C).

Пример 5

Реологические исследования проводили на сшитых растворах без использования разжижителя и с использованием пероксимоносульфата тетра-н-бутиламмония (OTBA) в различных концентрациях: 0,06%, 0,12% и 0,24% по весу. Растворы нагревали до температуры приблизительно 225°F (107,2°C). Результаты приведены на фигуре 4.

Хотя изобретение было показано лишь в некоторых из его форм, специалисту, квалифицированному в данной области техники, будет очевидно, что изобретение не ограничивается этим и допускает различные изменения и модификации, без отступления от объема изобретения. Таким образом, прилагаемую формулу следует толковать широко и совместимым с объемом изобретения образом.

1. Способ обработки подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий получение флюида для обработки, образованного из водного раствора гидратированного полимера;
объединение водорастворимого, несимметричного, гетеролитически расщепляемого неорганического пероксидного разжижающего агента с флюидом для обработки и введение флюида для обработки в пласт.

2. Способ по п.1, где флюид для обработки образован из водного раствора гидратированного сшиваемого полимера и сшивающего агента, способного к сшиванию полимера.

3. Способ по п.1, где пероксидный разжижающий агент выбран из, по меньшей мере, одного из следующих соединений: пероксимоносульфат калия, натрия или аммония и пероксимоносульфат тетра-н-алкиламмония.

4. Способ по п.1, дополнительно включающий объединение металлического катализатора с флюидом для обработки.

5. Способ по п.1, где полимер выбран из полисахаридов, галактоманнанов, гуара, гуаровых смол, гуаровых производных, целлюлозы и производных целлюлозы, полиакриламидов, частично гидролизованных полиакриламидов, сополимеров акриламида и акриловой кислоты, терполимеров, содержащих акриламид, винилпирролидон, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту, и гетерополисахаридов, содержащих тетрасахаридное повторяющееся звено в основной цепи полимера, представленного химической формулой:

где в повторяющемся звене присутствуют, по меньшей мере, три различных сахарида, причем такие сахариды включают D-глюкозу, D-глюкуроновую кислоту и/или L-рамнозу или L-маннозу; М+ обозначает ион; R1, R2, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 и R10 выбраны из группы, состоящей из водорода, метила, ацетила, глицерила или сахаридной группы, содержащей от одной до трех сахаридных единиц; R11 является метильной или метилольной группой; и средневесовая молекулярная масса (Mw) гетерополисахарида составляет от приблизительно 105 до приблизительно 107.

6. Способ по п.1, где пероксидным разжижающим агентом является пероксимоносульфат.

7. Способ по п.1, где ввод флюида для обработки в пласт включает введение флюида для обработки в часть пласта с температурой от приблизительно 50°С до приблизительно 125°С.

8. Способ по п.1, где флюид для обработки вводят при давлении, превышающем давление гидроразрыва пласта.

9. Способ по п.1, где пероксидный разжижающий агент объединяют с флюидом для обработки в количестве от более чем 0% до приблизительно 1,5% от веса флюида для обработки.

10. Способ по п.1, где пероксидный разжижающий агент является, по меньшей мере, одним из инкапсулированных или содержащихся в суспензии агентов.

11. Способ по п.10, дополнительно включающий объединение замедлителя разжижения с флюидом для обработки.

12. Способ по п.1, где флюид является вспененным или активированным флюидом.

13. Способ по п.10, где флюид включает замедлитель разжижения.

14. Способ по п.13, где замедлитель разжижения выбран, по меньшей мере, из одного из следующих соединений: NaNO2, NaNO, Na2S2O3, триэтаноламин и мочевина.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве пласта (ГРП) преимущественно в карбонатных породах. .

Изобретение относится к обработке скважин. .

Изобретение относится к композициям для использования внутри скважин подземного пласта, содержащего нефть и/или газ, и способам их использования. .
Изобретение относится к усилению образования тонкоизмельченного продукта, снижению расклинивающего обратного потока и консолидированию частей в подземной формации.

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, в частности к реагентам для обработки нефтяного пласта и к способам добычи нефти для повышения производительности скважин и повышения нефтеотдачи пласта, и может быть использовано па нефтяных месторождениях в широком диапазоне пластовой температуры (20-90°С), суммарного содержания солей в пластовой и закачиваемой водах (0,034-24,0 мас.%) с карбонатными, терригенными и глинизированными породами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования проницаемости пласта, ограничения прорыва воды и (или) газа в нефтяные скважины и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к обработке углеводородной формации, где присутствует рассол. .

Изобретение относится к вязкоупругим составам и способам их использования. .

Изобретение относится к способам добычи нефти из нефтяного месторождения. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам получения термопенокислотных составов, и может быть использовано на месторождениях, сложенных карбонатными и терригенными коллекторами.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, и может найти применение при разработке нефтяных месторождений при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости.

Изобретение относится к фиброармированному тампонажному материалу и может найти применение в нефтегазодобывающей промышленности при строительстве скважин, в том числе горизонтальных, для цементирования обсадных колонн в интервалах продуктивных пластов, подверженных перфорационному воздействию в процессе освоения, для ликвидации осложнений в скважинах, связанных с поглощением.

Изобретение относится к флюидам для обработки подземных пластов

Наверх