Способ и композиция для разрыва подземных пластов



Способ и композиция для разрыва подземных пластов
Способ и композиция для разрыва подземных пластов
Способ и композиция для разрыва подземных пластов
Способ и композиция для разрыва подземных пластов
Способ и композиция для разрыва подземных пластов
Способ и композиция для разрыва подземных пластов
Способ и композиция для разрыва подземных пластов
Способ и композиция для разрыва подземных пластов
Способ и композиция для разрыва подземных пластов
Способ и композиция для разрыва подземных пластов
Способ и композиция для разрыва подземных пластов

 


Владельцы патента RU 2463446:

БЕЙКЕР ХЬЮЗ ИНКОРПОРЕЙТЕД (US)

Изобретение относится к водным жидкостям, загущенным вязкоупругим поверхностно-активным веществом - ВУП, эффективным как обрабатывающие жидкости и, в частности, как жидкости для гидроразрыва подземных пластов. Жидкость для обработки подземных пластов, загущенная ВУП, содержит: воду, по меньшей мере одно ВУП в эффективном количестве для увеличения вязкости воды, по меньшей мере один внутренний разрушающий агент, по меньшей мере один агент, регулирующий потери жидкости, и по меньшей мере один усилитель вязкости, выбранный из группы, состоящей из пироэлектрических частиц, пьезоэлектрических частиц и их смесей. Способ обработки подземного пласта включает: создание композиции указанной выше обрабатывающей жидкости, введение композиции обрабатывающей жидкости в подземный пласт, обработку подземного пласта и снижение вязкости обрабатывающей жидкой композиции. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - более быстрое и полное удаление жидкости, а также уникального псевдофильтровального осадка на основе мицелл ВУП, снижение загрузки ВУП и общего объема жидкости, улучшение продуктивности коллектора. 2 н. и 27 з.п. ф-лы, 11 ил., 10 пр.

 

Область техники

Настоящее изобретение относится к водным загущенным жидкостям, применяемым в подземных пластах (формациях) в ходе операций добычи углеводородов, и, в частности, в одном варианте осуществления настоящего изобретения относится к водным жидкостям, загущенным вязкоупругими поверхностно-активными веществами, которые также содержат усилители вязкости, агенты, регулирующие потери жидкости, стабилизаторы вязкоупругих поверхностно-активных веществ ВУП (англ. VES, viscoelastic surfactants), а также внутренние компоненты для "разрушения" или уменьшения вязкости загущенной жидкости после обработки, и способам применения этих жидкостей как жидкостей для гидроразрыва.

Предпосылки создания изобретения

Иногда углеводороды находятся в пласте, но не могут с легкостью течь в скважину, так как пласт имеет очень низкую проницаемость. Для того чтобы углеводороды перемещались из пласта в ствол скважины, необходима траектория движения из пласта в ствол скважины. Эта траектория движения должна проходить через породу пласта и иметь поры достаточного размера и числа, чтобы обеспечить прохождение углеводородов через пласт. В некоторых подземных пластах, содержащих углеводороды, траектории движения имеют малый угол падения или залегания и/или размер, что затрудняет эффективную добычу углеводородов.

Что касается скважин, которые ранее имели высокую продуктивность, общей причиной снижения добычи нефти и газа из отдельного пласта является разрушение пласта, которое приводит к закупорке пор породы и препятствует попаданию потока нефти в ствол скважины и в конце концов к поверхности.

Для интенсификации притока в скважину обращались к разным средствам, применяемым для улучшения проницаемости нефтеносного пласта. Одним из общих способов интенсификации притока в скважину является разрыв пласта. Специалистам известно применение загущенных жидкостей для гидроразрыва и в других способах воздействия на скважину. Гидроразрыв является методом применения насоса и гидравлического давления для разрыва или растрескивания подземного пласта и тем самым образования относительно широкого проточного канала, по которому более легко смогут проходить углеводороды из пласта в ствол скважины. Как только образуется трещина или трещины, в разрыв, как правило, нагнетают расклинивающий наполнитель с высокой проницаемостью относительно проницаемости пласта для раскрытия трещины. При снижении подачи насоса и давлений или удалении из пласта трещина или разрыв не могут полностью замкнуться, так как расклинивающий наполнитель с высокой проницаемостью поддерживает трещину в открытом состоянии. Расклиненная трещина или разрыв создает трассу с высокой проницаемостью, соединяющую продуктивную скважину с большей площадью пласта для интенсификации добычи углеводородов. При использовании кислоты в жидкости для гидроразрыва для увеличения или восстановления проницаемости пласта эта обработка получила название "кислотный разрыв".

Как правило, вязкости водных жидкостей для гидроразрыва увеличивают введением в них способных к гидратации полимеров (например, полисахаридов), некоторые из которых могут иметь поперечные связи для дальнейшего увеличения вязкости. Недавно было установлено, что водные буровые и обрабатывающие жидкости могут быть загущены или их вязкость может быть увеличена с помощью применения неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ (ВУП). Эти ВУП материалы во многих случаях предпочтительнее ранее применяемых полимерных загущающих агентов, так как они состоят из низкомолекулярных ПАВ, а не высокомолекулярных полимеров, что позволяет избежать накопления полимеров (например, образования полимерного фильтровального осадка). Полимерные фильтровальные осадки, образующиеся на пласте и внутри него, могут повредить пласт при удалении полимерного фильтровального осадка перед добычей углеводородов, и это повреждение может привести к снижению добычи углеводородов. В противоположность этому ПАВ вязкоупругого типа увеличивают вязкость в водных жидкостях, образуя уникальные удлиненные мицеллярные образования. Эти уникальные образования часто называют мицеллярными структурами в виде червей или прутков. Кроме того, водные жидкости, загущенные ВУП, могут иметь очень высокую вязкость при очень низких скоростях сдвига и в статических условиях. Было установлено, что, как правило, ВУП жидкости не повреждают пласты в той степени, как это делают полимерные загущенные жидкости, хотя недавние исследования показали, что жидкости, загущенные ВУП, могут также до некоторой степени повредить пласты после их удаления.

При разработке внутренних систем разрушения вязкости для неполимерных загущенных жидкостей на основе ВУП больших успехов не наблюдалось. Обычно для уменьшения вязкости (разрушения) жидкостей, загущенных ВУП, полагались только на "внешние" или "пластовые" условия и удаление ВУП жидкости в ходе добычи углеводородов. Кроме того, в последние десять лет было установлено, что разбавление коллекторного рассола имеет лишь незначительное, если вообще имеет, влияние на разрушение ВУП геля внутри коллектора.

Для уменьшения вязкости ВУП жидкости (разрушение или разжижение геля) полагались лишь на перегруппировку, повреждение и/или распускание червеобразной структуры мицеллы путем контакта углеводородов внутри коллектора, точнее контакта и смешения с сырой нефтью и углеводородным конденсатом, как описано в патенте US 5964295. В одном неограничивающем варианте осуществления изобретения полагают, что состояние геля или увеличенной вязкости водной жидкости сообщают мицеллы в виде червей или прутков, переплетенные одна с другой.

Однако во многих газовых скважинах и в случаях избыточного вытеснения углеводородов сырой нефти из пор коллектора в ходе обработки ВУП гелем наблюдается много случаев, когда ВУП жидкость в некоторых частях коллектора не разрушается или неполностью разрушается, что приводит к повреждению пласта (снижение добычи углеводородов). Контакт и разрушение вязкой жидкости на основе мицелл углеводородами коллектора во всех частях коллектора не всегда эффективны. Одной из достоверных причин этого является чрезвычайно высокая вязкость ВУП жидкости при очень низких скоростях сдвига и статические условия, которые затрудняют движение жидкости и удаление из пористой среды (то есть пор коллектора). Нефтеносные коллекторы, как правило, характеризуются гетерогенной проницаемостью, когда ВУП жидкость, находящуюся внутри менее проницаемых частей коллектора, может быть еще труднее перемещать и удалять. Очень высокая вязкость при очень низких скоростях сдвига может препятствовать однородному контакту и разрушению вязкой ВУП жидкости углеводородами коллектора. Часто наблюдаются канализация и перепуск вязкой ВУП жидкости, что приводит к снижению добычи углеводородов. В подобных случаях в обработанный ВУП коллектор нагнетают насосом вытесняющие жидкости для последующей обработки, состоящие из ароматических углеводородов, спиртов, поверхностно-активных веществ, общих растворителей и/или других добавок, разрушающих ВУП, для разрушения ВУП жидкости с целью ее удаления. Однако введение вытесняющих жидкостей является проблематичным способом и, как правило, освобождаются лишь некоторые внутренние секции коллектора, в остальных секциях остается неразрушенная или недостаточно разрушенная жидкость, загущенная ВУП, что снижает добычу углеводородов.

Из-за этого явления и других случаев, когда расчет на внешние факторы или механизмы удаления ВУП жидкости из коллектора в процессе добычи углеводородов не оправдался, или случаев, когда внешние условия действуют медленно (когда разрушение ВУП и удаление требуют много времени, например, несколько дней, возможно, месяцев) для разрушения и затем выхода обрабатывающей ВУП жидкости из коллектора и когда вытесняющие жидкости последующей обработки (то есть применение внешних растворов для разрушения ВУП) непригодны для удаления неразрушенной или недостаточно разрушенной ВУП жидкости из всех секций нефтеносной части коллектора, возникла возрастающая и серьезная потребность промышленности во внутренних агентах для разрушения ВУП жидкостей. Внутренние разрушающие агенты должны включать системы разрушения, в которых применяются продукты, вводимые в жидкость, загущенную ВУП, активируемые температурой скважины или другим механизмом, которые обеспечат регулируемую скорость снижения вязкости геля на протяжении довольно короткого периода времени от примерно 1 до 16 часов, аналогичного времени разрушения геля традиционными полимерными жидкими системами.

Проблема заключается в том, что жидкости, загущенные ВУП, не содержат полисахаридные полимеры, которые легко разрушаются при использовании ферментов или окислителей, но содержат поверхностно-активные вещества, которые ассоциируются и образуют вязкие мицеллярные структуры в виде прутков или червей, характеризующиеся очень высокой кажущейся вязкостью при очень низких скоростях сдвига жидкости. Как было установлено, традиционные ферменты и окислители не действуют и не разрушают молекулы поверхностно-активных веществ или вязкие мицеллярные структуры, которые они образуют. Однако желательно создать некоторый механизм, который опирается и основан на применении внутренней фазы разрушающих компонентов, которые помогут обеспечить полное разрушение вязкости жидкостей, загущенных ВУП.

Желательно, чтобы вязкоупругая система на основе поверхностно-активных веществ имела эксплуатационные показатели, аналогичные или превосходящие показатели полимерной жидкости для обработки скважины, в частности для разрыва, однако в меньшей степени ухудшала бы проницаемость пласта и проводимость разрыва, общие для ВУП жидкостей для обработки. Еще более желательно, чтобы жидкая ВУП система имела эксплуатационные показатели полимерной жидкости для обработки скважины, но дополнительно имела бы более высокую способность к удалению, чем обычные ВУП жидкости, применяемые для обработки скважины, в частности для разрыва. Было бы также предпочтительно изобретение состава и способа для преодоления некоторых проблем, присущих обычным способам разрыва и жидкостям.

Сущность изобретения

В одном не ограничивающем варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ обработки подземного пласта, который включает в себя создание композиции обрабатывающей жидкости, загущенной вязкоупругим поверхностно-активным веществом. Композиция обрабатывающей жидкости включает в себя, кроме прочего, воду, по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество (ВУП) в эффективном количестве для увеличения вязкости воды, по меньшей мере один внутренний разрушающий агент и по меньшей мере один агент, регулирующий потери жидкости. Композиция обрабатывающей жидкости предназначена для введения в подземный пласт. Подземный пласт обрабатывают. Вязкость композиции обрабатывающей жидкости снижают. Некоторое снижение вязкости может происходить одновременно с обработкой.

В другой, не ограничивающей форме предлагается также способ разрыва подземного пласта, который включает в себя введение в подземный пласт композиции жидкости для гидроразрыва, загущенной вязкоупругим поверхностно-активным веществом. Жидкость, загущенная вязкоупругим поверхностно-активным веществом, может включать, кроме прочего, воду, рассол, по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество (ВУП) в количестве, эффективном для увеличения вязкости воды, по меньшей мере один внутренний разрушающий агент, по меньшей мере один агент, регулирующий потери жидкости, возможно, по меньшей мере один стабилизатор ВУП для высокотемпературного применения и возможно, по меньшей мере один усилитель вязкости. Кроме того, способ включает в себя нагнетание композиции жидкости для гидроразрыва в подземный пласт при достаточных скорости и давлении для разрыва пласта. Применение агентов регулирования потерь жидкости и усиления вязкости улучшает эффективность жидкости при генерировании желаемой геометрии разрыва. После разрыва внутренний разрушающий агент уменьшает вязкость жидкости, загущенной ВУП. В одном варианте, не ограничивающем осуществление настоящего изобретения, полагают, что внутренний разрушающий агент предпочтительно ассоциируется с углеводородной концевой секцией мицеллы ВУП и посредством этого находится, главным образом, внутри мицелл, имеющих вид прутков.

Кроме того, в одном, не ограничивающем настоящее изобретение варианте предлагается обрабатывающая жидкость для подземного пласта, загущенная вязкоупругим поверхностно-активным веществом, которая включает в себя, кроме прочего, воду, по меньшей мере одно ВУП в количестве, эффективном для увеличения вязкости воды, по меньшей мере один внутренний разрушающий агент, по меньшей мере один агент, регулирующий потери жидкости, возможно, по меньшей мере один стабилизатор ВУП для высокотемпературного применения и, возможно, по меньшей мере один усилитель вязкости.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 представлен график зависимости от времени вязкости жидкости, загущенной ВУП, в 1,7 кг/литр рассола CaCl2/CaBr2 с 2% и 4 об.% WG-3L ВУП при 135°С, содержащей 0,24 и 0,48 кг/м3, соответственно стабилизатора вязкости ВУП-STA1.

На фиг.2 представлен график зависимости от времени вязкости жидкостей, загущенных ВУП, в 1,6 кг/литр рассола CaCl2/CaBr2 с 4 об.% WG-3L ВУП при 121°С без стабилизатора вязкости, с 0,72 кг/м3 ВУП-STA1 стабилизатора вязкости, с 0,72 кг/м3 ВУП-STA1 стабилизатора вязкости и 2,0 гал./1000 гал. Fish Oil 18:12TG как внутреннего разрушающего агента и 10 гал./1000 гал. FLC-40L (FLC-40L представляет собой суспензию порошка MgO в монопропиленгликоле) как стабилизатора вязкости и агента, регулирующего потери жидкости, и 2,0 гал./1000 гал.Fish Oil 18: 12TG как внутреннего разрушающего агента.

На фиг.3 представлен график зависимости от времени вязкости жидкостей, загущенных ВУП, в 1,6 кг/литр рассола CaCl2/CaBr2 с 4 об.% WG-3L ВУП при 121°С, содержащих 0,72 кг/м3 VE-42 (VE-42 представляет собой наночастицы ZnO) усилителя вязкости или стабилизатора с 2,0 гал./1000 гал. Fish Oil 18:12TG как внутреннего разрушающего агента.

На фиг.4 представлен график зависимости от времени вязкости жидкостей, загущенных ВУП, в 1,6 кг/литр рассола CaCl2/CaBr2 с 4 об.% WG-3L ВУП при 121° с 0,72 кг/м3 нано MgO как стабилизатора вязкости с 1,5 гал./1000 гал. Fish Oil:12TG как внутреннего разрушающего агента, содержащих 2,4 кг/м3 нано MgO как стабилизатора вязкости и агент, регулирующий потери жидкости, с 1,5 гал./1000 гал. Fish Oil как внутреннего разрушающего агента.

На фиг.5 представлен график зависимости от времени утечки жидкостей, загущенных ВУП, в 3 мас.% рассола KCl с 4 об.% WG-3L ВУП через диск проницаемостью 400 мд (англ. md - миллидарси) из алоксита при 66°С и 2,1 МПа, не содержащих агента регулирования потери жидкости FLC-41 с одним только традиционным льняным маслом (англ. Flax Oil) в количестве лишь 2,0 гал./1000 гал. в качестве внутреннего разрушающего агента ("традиционный" здесь означает известный сорт льняного масла, применение которого в качестве разрушающего агента неизвестно) и другой, содержащей 15 фунтов/1000 гал. FLC-41 (нано MgO) в качестве агента, регулирующего потери жидкости, с 2,0 гал./1000 гал. внутреннего разрушающего агента на основе традиционного льняного масла.

На фиг.6 представлено фото псевдофильтровального осадка на диске 400 мд из алоксита; псевдофильтровальный осадок состоит из ВУП мицелл, внутреннего разрушающего агента и агента, регулирующего потери жидкости (нано MgO).

На фиг.7 представлена иллюстрация разрушения жидкости, загущенной ВУП, с помощью внутреннего разрушающего агента, показывающая частицы агентов регулирования потери жидкости и/или стабилизаторов вязкости или усилителей вязкости.

На фиг.8 представлен график зависимости от времени вязкости жидкостей, загущенных ВУП, в 9 мас.% рассола KCl с 6 об.% WG-3L ВУП и 5 гал./1000 гал. FLC-40L (суспензия порошка MgO в смеси с монопропиленгликолем) как агентом, регулирующим потери жидкости при 57°С без внутреннего разрушающего агента, 6,0 гал./1000 гал. внутреннего разрушающего агента Hydrobrite 200®, 6,0 гал./1000 гал. Fish Oil 18:12TG с 0,3 гал./1000 гал. GBC-4L в качестве внутреннего разрушающего агента и 6,0 гал./1000 гал. Fish Oil 18:12TG с 0,3 гал/|1000 гал. GBC как внутреннего разрушающего агента и 6,0 гал./1000 гал. Hydrobrite® 200 с 6,0 гал./1000 гал. Fish Oil 18:12TG и 0,3 гал |1000 гал.GBC-4L комбинации внутренних разрушающих агентов.

На фиг.9 представлен график зависимости от времени утечки жидкости, загущенной ВУП, в 9 мас.% рассола KСl с 6 об.% WG-3L и 5 гал./1000 гал. FLC-40 при 57°С, содержащей 6,0 гал./1000 гал. Hydrobrite® 200 с 6,0 гал./1000 гал. Fish Oil 18:12TG и 0,3 гал/|1000 гал. GBC-4L комбинации внутренних разрушающих агентов.

На фиг.10 представлен график зависимости от времени удаления из керна Berea газом N2 загущенных ВУП жидкостей в 3 мас.% рассола KCl с 4 об.% WG-3L ВУП при 66°С, не содержащих внутреннего разрушающего агента, и с 3,0 гал/|1000 гал. Fish Oil 18:12TG внутреннего разрушающего агента.

На фиг.11 представлен график удаления из керна Berea газом N2 и 3% KCl в 50 мд и 500 мд, соответственно, жидкостей, загущенных ВУП, в 1,6 кг/литр рассола CaCl2/CaBr2 с 4 об.% WG-3L ВУП при 121°С, содержащих 0,72 кг/м3 FLC-41 (нано MgO) с 1,5 гал./1000 гал. Fish Oil 18:12TG.

Подробное описание изобретения

В большинстве обработок на основе гидроразрыва применяют сетчатые системы полимерных жидкостей. Эти системы регулируют потери жидкости и переносят расклинивающий наполнитель скважины, но они представляют собой жидкости, накапливающиеся на стенке, которые оставляют на стенке коллектора и внутри разрыва полимерные отложения (то есть фильтровальный осадок), что ухудшает проницаемость стенки коллектора, а также проводимость расклинивающего наполнителя. Концентрация разрушающего агента для разрушения длинной полисахаридной цепочки в сетчатых системах полимерных жидкостей основана на гомогенной среде (то есть разрушающий агент, который распределен во всем объеме жидкости внутри замкнутого лабораторного опытного контейнера). В разрыве, наполненном расклинивающим наполнителем, большая часть разрушающего агента вытекает с фильтратом в матрицу пласта, оставляя за собой неразрушенный дегидратированный полимер, и проводимость разрыва с расклинивающим наполнителем заметно ухудшается.

Жидкие системы на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества (ВУП) используют для разрыва в течение более десяти лет. ВУП жидкости состоят из низкомолекулярных поверхностно-активных веществ, образующих удлиненные мицеллярные структуры, характеризующиеся вязкоупругим поведением для увеличения вязкости жидкости. ВУП жидкости отличаются от полимерных систем тем, что они не накапливаются на стенке и не образуют фильтровальный осадок на поверхности пласта. В отсутствие роста фильтровального осадка количество ВУП жидкости, вытекающей из разрыва в ходе операции разрыва, главным образом, зависит от вязкости жидкости. ВУП жидкости могут иметь относительно высокую способность утечки из разрыва в ходе обработки, и их "отбор" является общей проблемой. Из-за очень плохой эффективности жидкости (1) проницаемость коллектора может быть ограничена примерно 800 мд и в большинстве случаев она ограничена менее чем примерно 400 мд, (2) требуется больший объем жидкости для данной обработки и (3) внутри коллекторной матрицы скапливаются большие количества "утечки жидкости", которые необходимо удалить после обработки. Кроме того, обычные ВУП жидкости не содержат внутренних разрушающих агентов. То есть они зависят от углеводородов коллектора для осуществления контакта, разрушения и удаления утечки ВУП жидкости. Однако имеется много случаев, когда расчет на внешние разрушающие агенты (контактирующие с углеводородами коллектора, главным образом, в газовых скважинах) не приводит к постоянному или полному удалению ВУП жидкостей из коллектора после обработки гидроразрывом и происходит снижение добычи. Во многих случаях для удаления не разрушенной ВУП жидкости, находящейся внутри нефтеносного пласта, требуются вытесняющие жидкости последующей обработки, содержащие агенты, разрушающие ВУП (такие как спирты и общие растворители). Вытесняющие жидкости последующей обработки редко, если вообще образуют, сплошное покрытие для контакта и удаления всей не разрушенной ВУП жидкости из коллектора. Последние публикации (SPE 102468 и SPE 102469) показали примеры, когда без внутренних разрушающих агентов ВУП жидкости могут причинить пласту такой же вред, как жидкости, загущенные полимером. В любом случае расчет на углеводороды в нефтеносном коллекторе (пористая среда), которые будут контактировать с ВУП мицеллами и разрушать ВУП жидкости, может быть весьма спорным.

Изобретены новые способы и композиции для разрыва нефтеносных коллекторов, с помощью которых будут преодолены многие недостатки и значительно улучшены преимущества применения ВУП жидкостей. Эти композиции жидкостей для гидроразрыва являются синергетической комбинацией внутренних разрушающих агентов с одним или более необязательными высокотемпературными стабилизаторами, необязательными усилителями вязкости, агентами, регулирующими потери жидкости, и смешанными водными рассолами с соленостью до 1,7 кг/литр, например, CaBr2. Описанные в них внутренние разрушающие агенты неожиданно работают в присутствии нескольких типов стабилизаторов мицелл ВУП, усилителей вязкости мицелл, агентов, регулирующих потери мицеллярной жидкости, широкого диапазона солености водной смеси (включая бивалентные ионы, подобные кальцию и магнию) при температуре жидкости примерно от 27°С до примерно 149°С. Способность этих агентов работать совместно по сходным механизмам уникальна и позволяет комбинировать многие улучшенные эксплуатационные показатели ВУП жидкости.

В этих композициях агенты, регулирующие потери жидкости, образуют новый "псевдофильтровальный осадок", то есть высоковязкий слой ВУП жидкости, состоящий из уникальных частиц, ассоциированных с мицеллами ВУП в центре и на стенках пласта. Способность образовывать "псевдофильтровальный осадок" значительно снизит скорость утечки ВУП жидкости, аналогично фильтровальным осадкам полимерного типа, но посредством применения совершенно других механизмов, чем образование традиционных полимерных фильтровальных осадков. Псевдофильтровальный осадок имеет свойство регулирования утечки, похожее или аналогичное свойству фильтровального осадка полимерного типа, однако удаление псевдофильтровального осадка намного легче, чем традиционного полимерного фильтровального осадка. В полимерном фильтровальном осадке большая часть разрушающего агента в полимерной жидкой системе вытекает в матрицу пласта, оставляя высокую концентрацию полимера в осадке (разрыв). Разрушающий агент не присоединен к полимеру или не связан с ним. В псевдофильтровальном осадке ВУП внутренний разрушающий агент, по-видимому, содержится или находится внутри ВУП мицелл и таким образом движется в направлении движения ВУП мицелл в соответствии с одним, не ограничивающим осуществление настоящего изобретения объяснением. Агенты, регулирующие потери жидкости, могут работать примерно от 27 до примерно 149°С. Была установлена полезность широкого диапазона типов частиц и свойств для улучшения эксплуатационных показателей ВУП жидкости, которые включают в себя, кроме всего прочего, поверхностную адсорбцию, заряды кристаллической поверхности, пьезоэлектрические и пироэлектрические частицы, свойства и технологию наночастиц. Кроме того, был установлен синергетический эффект применения внутренних разрушающих агентов с псевдофильтровальным осадком, который позволяет быстро разрушить псевдофильтровальный осадок в легко удаляемую разрушенную ВУП жидкость. Другим улучшенным эксплуатационным показателем является то, каким образом жидкости, часть которых может неизбежно вытечь в поры коллектора в ходе обработки, могут переносить с собой внутренний разрушающий агент, превращающий ВУП жидкость в легко удаляемую жидкость без необходимости контакта с углеводородами коллектора. Это является значительным улучшением в сравнении с известными способами и композициями, которое состоит в том, что без контакта с углеводородами достигается очень высокая вязкость при очень низких скоростях сдвига, такая как 2000 сП (сантипуаз) или более при скорости сдвига, такой как 1 сек-1. Очень высокая вязкость ВУП жидкостей при очень низких скоростях сдвига при утечке ВУП жидкости в поры пласта требует высокого давления в коллекторе для движения и удаления жидкости, находящейся внутри матрицы коллектора. Лабораторные испытания по очистке керна показывают, что удаление внутренне разрушенной ВУП из пор матрицы кернов Berea требует очень небольшого давления и времени в сравнении с ВУП жидкостями без внутреннего разрушающего агента.

Водные жидкости, загущенные ВУП, могут иметь очень высокую вязкость при очень низких скоростях сдвига и статических условиях. Чрезвычайно высокая вязкость при низких скоростях сдвига, часто до тысяч сантипуаз, может затруднить движение жидкости, загущенной ВУП, и вытеснение ее из пор и разрывов пласта, что может быть идеальным для жидкостей для гидроразрыва.

Однако, хотя очень высокая вязкость при очень низкой скорости сдвига может быть благоприятна для жидкостей для гидроразрыва, это в свою очередь может затруднить удаление жидкостей для разрыва на основе ВУП. Таким образом, важно, чтобы вязкость любой жидкости для гидроразрыва на основе ВУП была снижена или некоторым образом разрушена, так чтобы она могла легко и быстро вытечь из пласта.

Изобретены водная жидкая система вязкоупругое поверхностно-активное вещество - внутренний разрушающий агент, содержащая усилители вязкости, высокотемпературные ВУП стабилизаторы, агенты, регулирующие потери жидкости, и способы применения этих систем для разрыва подземных пластов, через которые проходит ствол скважины. При смешении вязкоупругого поверхностно-активного вещества (ВУП) с водной базовой жидкостью начинает образовываться гель. Для промотирования образования вязких мицелл в водной жидкости, содержащей ВУП, можно применить соль или другой противоион. Жидкость для гидроразрыва на основе ВУП закачивают в одну или более последовательных ступеней. Вязкость жидкости, загущенной вязкоупругим поверхностно-активным веществом (которая содержит, например, минеральное масло и/или рыбий жир, источник иона переходного металла, омыленную жирную кислоту, ненасыщенную или насыщенную жирную кислоту или другой внутренний разрушающий агент), поддерживают на высоком уровне перед разрывом и возможным разрушением (уменьшение вязкости) жидкости под действием разрушающего агента. Вязкость жидкости, загущенной ВУП, значительно улучшается, увеличивается или усиливается, в частности, при низких скоростях сдвига, в результате присутствия микрочастиц усилителей вязкости. В присутствии микрочастиц агентов, регулирующих потери жидкости, также значительно снижается скорость утечки жидкости в ходе обработки гидроразрывом. Кроме того, стабильность вязкости жидкости, загущенной ВУП, можно улучшить или усилить с помощью микрочастиц высокотемпературных агентов стабилизации вязкости. Усилители вязкости, стабилизаторы вязкости и агенты, регулирующие потери жидкости, кроме того, улучшают способность водной жидкости на основе ВУП к разрыву пластов, и каждый из них работает по механизму, который не ингибирует активность или механизм другого. В одном примере, не ограничивающем осуществление настоящего изобретения, присутствие высокотемпературного стабилизатора вязкости не ингибирует активность внутренних разрушающих агентов, как видно на фиг.2 и 4. В другом, не ограничивающем изобретение примере присутствие и активность агента, регулирующего потери жидкости, не ингибирует разрушающую активность внутреннего разрушающего агента, как также видно на фиг.2 и 4. После завершения обработки с применением насоса и закрытия скважины внутренний разрушающий агент (например, минеральное масло и/или рыбий жир) разрушает вязкий гель, то есть быстро и легко снижает вязкость жидкости для разрыва в присутствии стабилизаторов вязкости, усилителей вязкости и тому подобное. Внутренне разрушенная ВУП жидкость очень легко стекает назад с промысловой жидкостью, не повреждая пласт или повреждая его в незначительной степени. Для вывода и удаления разрушенной ВУП жидкости требуются очень низкое давление в коллекторе и малые затраты времени. Для контакта и удаления ВУП жидкости для разрыва нет необходимости рассчитывать на углеводороды коллектора. Благодаря наноразмеру и минимальному расходу микрочастицы усилителей вязкости и стабилизаторы также легко выводятся и удаляются с разрушенной ВУП жидкостью, не повреждая пласт или нанося лишь небольшие повреждения.

Хотя в одном варианте, не ограничивающем осуществление настоящего изобретения некоторые материалы или компоненты, применяемые в качестве агентов, регулирующих потери жидкости, могут также функционировать как стабилизаторы вязкости и/или усилители вязкости, в другом, не ограничивающем настоящее изобретение варианте отмечают, что применяемые агенты, регулирующие потери жидкости, отличаются от применяемых стабилизаторов вязкости, и, в свою очередь, применяемые усилители вязкости отличаются от применяемых агентов, регулирующих потери жидкости, и стабилизаторов вязкости.

Как отмечалось, водные жидкости, загущенные вязкоупругими поверхностно-активными веществами, первоначально применяли при операциях заканчивания буровых скважин, таких как гидроразрыв, без применения системы внутреннего разрушающего агента, и, как правило, рассчитывали на внешние условия скважины для разрушения жидкости, загущенной ВУП, такие как разбавление коллекторным рассолом и, что важнее, разрушение геля в результате взаимодействия с углеводородами коллектора в ходе выхода таких коллекторных жидкостей на поверхность. Однако расчет на внешние условия скважины показал примеры, когда неразрушенная или недостаточно разрушенная ВУП жидкость остается в коллекторе после обработки ВУП жидкостью и ухудшает добычу углеводородов. Существуют водные жидкости, загущенные вязкоупругими поверхностно-активными веществами, о которых известно, что они "разрушаются" или их вязкости снижаются, хотя некоторые из известных способов разрушения основаны на применении внешних вытесняющих жидкостей как часть плана обработки (таких как жидкости предварительной и последующей промывки, введенные в коллектор до и после обработок заканчивания скважины, таких как известное заполнение гравием и также "разрыв-заполнение" - гидравлический разрыв с последующим заполнением гравием). Имеются и другие известные способы, но они относительно медленнее, например, применение бактерий, разрушающих ВУП гель, со временами разрушения вязкости от половины дня до 7 дней. При стимулировании технологии разработки жидкости возникла необходимость в установлении промышленного стандарта для "быстрого разрушения геля", однако для жидкостей, загущенных ВУП, это стало довольно серьезной проблемой. Необходим способ разрушения жидкостей, загущенных ВУП, который был бы таким же простым, быстрым и экономичным, как разрушение известных полимерных жидкостей, но предпочтительно без применения внутреннего разрушающего агента. В то же время нежелательно снижение вязкости жидкости, то есть разрушение геля, немедленно или по существу мгновенно. Серьезную озабоченность вызывает тот факт, что не разрушенная ВУП жидкость имеет чрезвычайно высокую вязкость при очень низкой скорости сдвига и статических условиях, что затрудняет контакт коллекторных углеводородов со всей ВУП жидкостью и ее вытеснение из пор обрабатываемого коллектора. Это особенно подтверждается для газовых коллекторов и нефтяных коллекторов с гетерогенной проницаемостью, где присутствуют секции с высокой относительной проницаемостью.

Предложены новые способы снижения вязкости водных жидкостей, загущенных вязкоупругими поверхностно-активными веществами (то есть веществами, образующими вязкую среду в водных рассолах, включающих хлоридные рассолы, путем образования мицеллярных структур в виде червей или прутиков). Новые способы исключают необходимость или расчет на углеводороды коллектора для контакта, разрушения и удаления вязкоупругой жидкости. Эти усовершенствования позволят относительно быстро выполнить разрушения, например, за время от 1 до примерно 16 часов, в сравнении со способом на основе применения бактерий для разрушения ВУП, который для этого требует по меньшей мере 48 часов или более, и более типично от 4 до 7 дней. В другом варианте, не ограничивающем осуществление настоящего изобретения разрушение происходит за время примерно от 1 до примерно 8 часов, еще в одном варианте за время от 1 до примерно 4 часов и в другом варианте, не ограничивающем изобретение, за время примерно от 1 до примерно 2 часов. В этих вариантах разрушающие компоненты могут применяться как внутренний разрушающий агент, например, добавляться к гелю после периодического смешения при обработке ВУП гелем или добавляться в процессе работы после непрерывного смешения при обработке ВУП гелем с применением системы измерения жидкой добавки, как в одном варианте, не ограничивающем изобретение, или компоненты могут применяться, при необходимости, отдельно как внешний разрушающий раствор для удаления жидкостей, загущеных ВУП, уже помещенных в скважину. Внутренние разрушающие агенты, подходящие для способов и композиций настоящего изобретения, включают в себя источники иона переходного металла, источники восстанавливающего агента, источники хелатирующего агента, источники щелочноземельного металла, омыленные жирные кислоты, минеральные масла, гидрированные полиальфа-олефиновые масла, насыщенные жирные кислоты, ненасыщенные жирные кислоты и их сочетания. Кроме того, могут применяться бактерии как таковые или в сочетании с этими другими внутренними разрушающими агентами, хотя, как отмечают, снижение вязкости жидкостей, загущенных ВУП, бактериями идет относительно медленно. Применение бактерий как разрушителей вязкости для жидкостей, загущенных ВУП, описано в патенте US 7052901, Baker Hughes, включенном в виде ссылки в целом в данной заявке.

Внутренние разрушающие агенты (например, минеральные масла, гидрированные полиальфа-олефиновые масла, насыщенные жирные кислоты, полиненасыщенные жирные кислоты и тому подобное) не солюбилизируются в рассоле, так как они являются по сути гидрофобными, а скорее взаимодействуют с мицеллярными червеобразными структурами ВУП, первоначально как диспергированные микроскопические масляные капли, и таким образом образуют эмульсию типа масло-в-воде, в которой капли масла диспергированы во "внутренней фазе" как "прерывистая фаза" соляной раствор/ВУП жидкость, которая является "внешней фазой" или "непрерывной фазой". Лабораторные испытания показали, что небольшие количества ненасыщенных жирных кислот, достаточные в конечном счете для полного разрушения вязкости ВУП, не будут самопроизвольно разрушать вязкость ВУП после отдельных ассоциаций и дисперсий внутри ВУП мицелл, но станут активными при разрушении вязкости ВУП после активации, такой как автоокисление жирных кислот до продуктов, которые разрывают удлиненные мицеллы в виде прутков или червей.

Было установлено, что в указанном способе можно применить одно или более минеральное масло (как не ограничивающий изобретение пример подходящего разрушающего агента) в качестве разрушающего компонента. Это удивительно, так как ранее в литературе утверждалось, что контакт жидкости, загущенной ВУП, с углеводородами, такими как углеводороды пласта, в примере, не ограничивающем изобретение, по существу мгновенно снижает вязкость геля или "разрушает" жидкость. "По существу мгновенно" означает менее получаса. На скорость разрушения вязкости для данной температуры коллектора с помощью описанных здесь способов влияют тип и количество солей в водной смеси (то есть морская вода, KCl, NaBr, CaCl2, CaBr2, NH4Cl и подобное), присутствие другого поверхностно-активного вещества (то есть додецилсульфата натрия, додецилбензолсульфоната натрия, лаурата калия, олеата калия, лаурилфосфата натрия и подобных), тип ВУП (то есть оксид амина, соли четвертичного аммония и подобное), загрузка ВУП, количество использованного разрушающего агента (например, минеральное масло), пределы кипения минерального масла, его кинематическая вязкость, присутствие компонентов, таких как ароматические углеводороды и тому подобное.

Важно добавить низкомолекулярные минеральные масла после добавления ВУП продукта к водной жидкости. Однако можно добавить высокомолекулярные минеральные масла, подобные Gloria® и Hydrobrite® 200 от фирмы. Crompton Corporation до, во время или после добавления ВУП продукта. Минеральное масло (также известное как жидкий петролатум) является побочным продуктом перегонки нефти при получения бензина. Оно представляет собой химически инертное прозрачное бесцветное масло, состоящее, главным образом, из линейных, разветвленных и циклических алканов (парафинов) с разными молекулярными массами, относящееся к белому петролатуму. Минеральное масло получают в очень больших количествах и поэтому оно относительно дешево. Минеральные масла, как правило, являются высокоочищенными продуктами с помощью дистилляции, гидрирования, гидроочистки и других процессов нефтепереработки для улучшения их свойств; тип и количество способов очистки меняются от продукта к продукту, Высокоочищенное минеральное масло обычно применяют как смазочное масло и слабительное средство, и после ароматизации в США его маркируют как "детское масло". Многие минеральные масла являются инертными и нетоксичными продуктами и обычно применяются как детские масла и в лосьонах для лица, тела и рук в косметической промышленности. Другие категории минеральных масел включают в себя парафиновое масло, смазочное масло, базовое масло, бесцветное минеральное масло, вазелиновое масло и прочие масла.

В одном варианте, не ограничивающем осуществление настоящего изобретения минеральное масло по меньшей мере является на 99 мас.% парафиновым маслом. Из-за относительно низкого содержания ароматических соединений минеральное масло имеет лучший экологический профиль, чем другие масла. В общем, чем больше очищено и меньше содержит ароматики минеральное масло, тем оно лучше. В другом, не ограничивающем изобретение варианте минеральное масло может иметь пределы кипения примерно от 160 до примерно 550°С, или нижний предел примерно 200°С и независимо верхний предел примерно 480°С и кинематическую вязкость при 40°С примерно от 1 до примерно 250 сантистокс (cc), или нижний предел независимо примерно от 1,2 до верхнего предела примерно 125 cc. Характерные примеры подходящих минеральных масел включают в себя масла Benol®, Canation®, Kaydol®, Semtol®, Hydrobrite и подобные минеральные масла от фирм Crompton Corporation, Escaid, Exxsol Isopar и подобные минеральные масла от фирмы ExxonMobil Chemical и аналогичные продукты от других производителей минеральных масел. Минеральные масла Escaid 110® и Conoco LVT-200® являются хорошо известными компонентами буровых растворов на основе масла, нефтяная промышленность имеет большой опыт применения этих продуктов, что делает их привлекательным выбором. Минеральные масла от фирмы ConocoPhillips Company с их высокой чистотой, применяемые в больших объемах и в других областях промышленности, также являются привлекательным выбором.

При разрушении жидкостей, загущенных ВУП, приготовленных в рассолах на основе солей одновалентных металлов (таком как рассол 3% KCl), было установлено, что при температурах ниже примерно 82°С Escaid® 110 эффективно разрушает жидкости, загущенные ВУП, и что при температуре выше примерно 60°С хорошо работает Hydrobrite® 200. Применение минеральных масел при этом является безопасным, простым и экономичным способом. В некоторых случаях при температурах в коллекторе между примерно 49°С и примерно 116°С можно применить определенное соотношение двух или более минеральных продуктовых масел, такое как 50 мас.% Escaid® 110/50 мас.% Hydrobrite® 200, для достижения регулируемого, быстрого и полного разрушения жидкости, загущенной ВУП.

Было также установлено, что тип и количество соли в водной смеси, применяемой для приготовления ВУП жидкости (такой как 3 мас.% KCl, 21 мас.% CaCl2, морская вода и тому подобное), и/или присутствие стабилизатора ВУП геля (такого как VES-STA 1 от фирмы Baker Oil Tools), может повлиять на активность минерального масла при разрушении ВУП жидкости при данной температуре. Например, Escaid® 110 в количестве 5,0 гал./1000 гал. легко разрушает ВУП жидкость на основе 3 мас.% KCl при 38°С в течение пятичасового периода. Масло Escaid® 110 также эффективно как разрушающий агент для ВУП жидкости на основе 21 мас.% CaCl2 при 121°С при включении ВУП стабилизатора (2,0 фунта /1000 гал. VES-STA 1). Больше информации о применении минеральных масел, гидрированных полиальфа-олефинов и насыщенных жирных кислот в качестве внутренних разрушающих агентов можно найти в патентной заявке US 11/517688, зарегистрированной 8 сентября 2006, включенной в виде ссылки в целом в данной заявке.

В одном варианте, не ограничивающем изобретение, эти разрушающие гель продукты или разрушающие агенты действуют путем перегруппировки ВУП мицелл из удлиненных структур, подобных пруткам или червям, в сферические структуры. Описанные здесь разрушающие компоненты могут также включать ненасыщенную жирную кислоту или полиенольные и моноенольные компоненты, представленные в патентной заявке US 2006/0211776, серийный номер 11/373044, зарегистрированной 10 марта 2006, включенной в виде ссылки в целом в данное описание. В одном, не ограничивающем изобретение варианте эти ненасыщенные жирные кислоты (например, олеиновая, линолевая, линоленовая, эйкозапентаеновая кислота и т.д.) могут применяться одни - в составе масел, где они обычно находятся (льняное масло, соевое масло и т.д.), а также могут предлагаться как специальные смеси жирных кислот (такие как Fish Oil 18:12TG от фирмы Bioriginal Food&Science Corp.) или вместе с минеральными маслами. В другом, не ограничивающем изобретение варианте природные насыщенные углеводороды, такие как терпены (например, пинен, d-лимонен и т.д.), насыщенные жирные кислоты (например, лауриновая кислота, пальмитиновая кислота, стеариновая кислота и т.д. из растений, рыб и/или животного происхождения) и подобное, могут применяться вместе с минеральными маслами или в качестве их альтернативы. В некоторых случаях предпочтительно, чтобы растительное масло или рыбий жир были богаты полиненасыщенными жирными кислотами, такими как льняное масло, лососевый жир и подобное. Растительные масла и рыбий жир можно очистить, смешать и т.п. для получения желаемого полиненасыщенного жирнокислотного состава, модифицированного для применения в представленных композициях и способах. Возможно применение других нефтезаводских дистиллятов в дополнение или в качестве альтернативы приведенным минеральным маслам, так же как и продуктов конденсации углеводородов. Кроме того, синтетические минеральные масла, такие как гидрированные полиальфа-олефины и другие синтетические насыщенные углеводороды, могут быть полезными для применения в предлагаемых способах.

В одном варианте, не ограничивающем осуществление настоящего изобретения, разрушение или снижение вязкости инициируется нагревом. Вышеуказанные минеральные, растительные или животные жиры при нагреве будут медленно разрушать или снижать вязкость ВУП геля с добавкой или в отсутствие любого агента, снижающего вязкость. Количество внутреннего разрушающего агента (минеральное масло, например), необходимое для разрушения жидкости, загущенной ВУП, в некоторых случаях зависит от температуры, при росте температуры оно снижается. В случае минерального масла кинематическая вязкость, распределение молекулярных масс и количество загрязнений (таких как ароматика, олефины и т.п.) также влияют на скорость разрушения минеральным маслом жидкости, загущенной ВУП, при данной температуре. В случае ненасыщенных жирных кислот тип и степень насыщения (то есть количество двойных связей при углероде) являются главным фактором, влияющим на скорость, при которой жирная кислота будет разрушать жидкость, загущенную ВУП, при данной температуре. Сразу после того, как жидкость полностью разрушится при высокой температуре и охладится до комнатной температуры, может произойти частичное восстановление вязкости, но в большинстве случаев восстановление не происходит. Эффективное количество минерального масла, растительного масла и/или рыбьего жира находится в диапазоне примерно от 0,1 до примерно 20 гал./1000 гал. в расчете на общую жидкость, в другом, не ограничивающем изобретение примере от нижнего предела примерно 0,5 гал./1000 гал., где термин "общая жидкость" означает всю жидкость, загущенную ВУП, со всеми компонентами частного варианта. Верхний предел диапазона может составить примерно 12 гал./1000 гал. в расчете на общую жидкость. (Следует отметить, что единицы гал./1000 гал. можно легко преобразовать в единицы системы СИ, например, л/1000 л, м3/1000 м3 и т.п).

Регулируемые скорости снижения вязкости достигаются при температуре примерно от 21 до примерно 204°С, в другом варианте при температуре примерно от 38°С до верхнего предела диапазона примерно 138°С, еще в одном не ограничивающем варианте примерно до 149°С. В другом, не ограничивающем изобретение варианте разработчик жидкости приготовил жидкую систему таким образом, что ВУП гель разрушается при температуре пласта или вблизи нее после завершения разрыва.

В одном, не ограничивающем осуществление настоящего изобретения варианте разработка жидкого внутреннего разрушающего агента основана главным образом на температуре пласта, то есть температуре, до которой жидкость будет нагрета естественным путем в пласте после завершения подкисляющей обработки. При разработке жидкости следует принимать во внимание предполагаемую продолжительность внешнего воздействия на жидкость при температуре пласта в ходе обработки. На средней и до последней ступени подкисления на обрабатывающую жидкость может влиять только фактическая температура коллектора на протяжении от 10% до 50% рабочего времени, так как такие жидкости нагнетают ближе к концу подкисляющей обработки и они будут контактировать с коллектором в течение относительно короткого периода времени. Как правило, при этом нет дополнительного нагрева ВУП жидкости, нагрев осуществляется только за счет температуры коллектора.

В другом, не ограничивающем примере сочетание внутренних разрушающих агентов может иметь синергетический эффект, то есть при применении двух типов внутренних разрушающих агентов вместо только одного или другого улучшается профиль разрушения жидкости со временем. Как видно на фиг.8, применение одного минерального масла, так же как одного полиенового разрушающего агента, усиленного металлом, не дает такую же скорость и степень снижения вязкости со временем, как сочетание минерального масла с полиеновым разрушающим агентом, усиленным металлом. При применении сочетаний внутренних разрушающих агентов можно модифицировать первоначальное и конечное разрушение ВУП жидкости, то есть улучшить общую разрушающую способность. В соответствии с данными, представленными на фиг.8, один механизм разрушения, по-видимому, помогает ускорить другой механизм разрушения. Что неожиданно, даже с двумя механизмами внутреннего разрушающего агента, наблюдающимися в ВУП жидкости, новый псевдофильтровальный осадок с агентом, регулирующим потери жидкости, все еще демонстрирует превосходное регулирование потери жидкости, как видно на фиг.9. Состав жидкости на фиг.9 такой же, как на фиг.8.

Иногда сложно заранее точно определить количество разных разрушающих компонентов, которые следует добавлять к конкретной водной жидкости, загущенной вязкоупругими поверхностно-активными веществами, для того чтобы в значительной степени или полностью разрушить гель. Например, ряд факторов влияет на это количественное соотношение, включая, кроме всего прочего, конкретное ВУП, применяемое для загущения жидкости, конкретный применяемый разрушающий агент (например, минеральное, растительное масла и/или рыбий жир, ненасыщенная жирная кислота и т.д.), температуру жидкости, давление жидкости в скважине, начальное pH жидкости и сложное взаимодействие этих разных факторов. Тем не менее, для того, чтобы дать приблизительную идею относительно количественных соотношений разных разрушающих компонентов, которые должны применяться в этих способах, будут предложены приблизительные диапазоны. В другом не ограничивающем варианте количество минерального масла, которое может быть эффективным в изобретении, составляет примерно от 5 до примерно 25 част./млн. в расчете на общее количество жидкости. Еще в одном не ограничивающем варианте осуществления изобретения количество минерального масла может составлять от нижнего предела примерно 50 до верхнего предела примерно 12 част./млн.

Применение источников иона переходного металла в качестве разрушающих агентов для жидкостей, загущенных ВУП, более полно описано в патенте US 11/145630, зарегистрированном 6 июня 2005, опубликованном как патентная заявка US 2006/0041028, включенная в виде ссылки в целом в данной заявке. Вкратце источник иона переходного металла, применяемый как внутренний разрушающий агент, может включать в себя соль переходного металла или комплекс переходного металла, в котором переходный металл может относиться к группам VA, VIA, VIIA, VIIIA, IB, IIB, IIIB и IVB Периодической таблицы (предыдущая система обозначений IUPAC American Group). Можно также применить один или более хелатообразующих агентов и/или один или более источников агентов, снижающих вязкость, в сочетании с источниками иона переходного металла в качестве разрушающих агентов. В одном не ограничивающем варианте количество иона переходного металла из источника иона переходного металла составляет примерно от 0,01 до примерно 300 част./млн. в расчете на общую жидкость.

Применение омыленных жирных кислот как разрушающих агентов водных жидкостей, загущенных ВУП, более полно описано в патенте US 11/372624, зарегистрированном 10 марта 2006, опубликованном как патентная заявка US 2006/0211775, включенная в виде ссылки в целом в данной заявке. Вкратце омыленные жирные кислоты являются продуктами реакции омыления жирной кислоты щелочным соединением, выбранным из группы, содержащей органические основания, основания щелочных металлов, основания щелочноземельных металлов, аммониевые основания и их комбинации. Продукты реакции омыления могут быть приготовлены заранее перед добавлением в качестве внутреннего разрушающего агента или могут быть получены in situ (на месте). Подходящие жирные кислоты включают в себя жирные кислоты, обнаруженные в растительных маслах или животных жирах и тому подобное. Подходящие основания щелочных металлов, основания щелочноземельных металлов и аммониевые основания включают в себя, кроме прочего, оксиды и гидроксиды катионов из группы, включающей Na, K, Cs, Ca, Mg, Ba, Fe, Mn, Cu, Zn, Zr, Mo, V, Со, Al, Sn, NH4, (CH3)4N и их смеси. Подходящие органические основания включают в себя, кроме прочего, диэтаноламин, триэтаноламин, холиновые основания и их смеси. В одном не ограничивающем примере количество омыленной жирной кислоты, эффективное для разрушения вязкости, составляет примерно от 50 до примерно 20 част./млн.в расчете на общую жидкость, загущенную вязкоупругим поверхностно-активным веществом.

Применение изобретенных разрушающих систем идеально для регулирования снижения вязкости жидкостей для обработки гидроразрывом на основе ВУП. Разрушающая вязкость система может также использоваться для разрушения жидкостей гравийной закладки, подкисления вытесняющих жидкостей вблизи ствола скважины и потери циркулирующей гранулированной текучей среды, состоящей из ВУП. Разрушающая система может дополнительно работать в применении к вспененным жидкостям (гидроразрыв, подкисление и подобное), где в качестве газовой фазы применяют N2 или СО2. Способы разрушения ВУП при этом значительно усовершенствованы в отношении того, что они дают скорости разрушения жидкостей на основе ВУП, аналогичные при применении в промышленности известных жидкостей на основе полимеров, таких как гуаровая смола, с поперечными связями, образованными боратом, и линейная гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ). Возможно, более важно, что применение этих внутренних разрушающих систем в сочетании с внешними условиями разрушения в скважине поможет улучшить добычу углеводородов в сравнении с известным уровнем техники, в котором используют только внешние механизмы для разрушения ВУП жидкости для эффективного и полного удаления ВУП жидкости после обработки.

В одном, не ограничивающем изобретение варианте предложенные композиции будут разрушать гель, образованный ВУП в водной жидкости, путем разукрупнения или перегруппировки мицеллярной структуры ВУП. Однако изобретатели не ограничиваются любым частным механизмом. Кроме того, в другом, не ограничивающем варианте единственным компонентом, присутствующим в водной жидкости, загущенной ВУП, который снижает вязкость, является один из описанных в нем внутренних разрушающих агентов или его смеси. То есть отдельное введение внешнего разрушающего компонента после жидкости для гидроразрыва, загущенной ВУП, не применяется (например, разные вытесняющие жидкости). Однако могут наблюдаться условия (такие как высокая температура) и наличие химикалий (углеводороды коллектора), когда намеренно или случайно включают внутренние разрушающие агенты.

Жидкости, загущенные вязкоупругим поверхностно-активным веществом, могут содержать по меньшей мере один усилитель вязкости. Усилители вязкости также способствуют регулированию потери жидкости. Подходящие усилители вязкости включают наряду с прочим пироэлектрические частицы, пьезоэлектрические частицы и их смеси. Подробности относительно применения пироэлектрических и пьезоэлектрических частиц можно найти в патентной заявке US 11/608035, включенной в виде ссылки в целом в данной заявке. В одной, не ограничивающей изобретение теории или объяснении утверждают, что когда жидкость, содержащая усилители вязкости, нагревается и/или находится под давлением, частицы образуют поверхностные заряды, которые укрупняют и связывают мицеллы ВУП одну с другой, тем самым увеличивая вязкость жидкости. Это до некоторой степени похоже на способ, с помощью которого агенты, образующие поперечные связи, соединяют разные полимерные цепочки, однако полагают, что способ укрупнения усилителями вязкости удлиненных или "червеобразных" мицелл ВУП полностью отличен.

Подходящие усилители вязкости включают в себя, кроме всего прочего, ZnO, берлинит (AlPO4), танталат лития (LiTaO3), ортофосфат галлия (GaPO4), BaTiO3, SrTiO3, PbZrTiO3, KNbO3, LiNbO3, LiTaO3, BiFeO3, вольфрамат натрия, Ba2NaNb5O5, Pb2KHb5O15, калийнатриевый тартрат, турмалин, топаз и их смеси. Эффективное количество усилителя вязкости составляет примерно от 0,012 до примерно 60 кг/м3 в расчете на общую водную вязкоупругую обрабатывающую жидкость.

Кроме того, вязкоупругая поверхностно-активная жидкость настоящего изобретения может также содержать высокотемпературные стабилизаторы вязкости. Стабилизаторы вязкости в большинстве случаев стабилизируют или сохраняют вязкость ВУП жидкости при высокой температуре жидкости, такой как выше 82°С, в противоположность увеличению вязкости жидкости способом, характерным для усилителей вязкости. Подходящие стабилизаторы вязкости включают в себя оксид магния, гидроксид магния, оксид кальция, гидроксид кальция, гидроксид натрия и подобное. В одном, не ограничивающем настоящее изобретение варианте отдельные стабилизаторы вязкости могут иметь средний размер частиц 500 нанометров или менее, то есть быть предпочтительно достаточно малыми, чтобы не забивать поры, и тем самым они будут оставаться с ВУП жидкостью для гидроразрыва, куда бы она не поступала в ходе обработки разрывом и обратного потока. Больше информации о применении этих оксидов и гидроксидов в качестве высокотемпературных стабилизаторов вязкости можно найти в патентной заявке US 11/125465, зарегистрированной 10 мая 2005, и предварительной заявке на патент US 60/845916, зарегистрированной 20 сентября 2006, обе включены в виде ссылки в целом в данной заявке.

Высокую вязкость водных жидкостей, загущенных вязкоупругими поверхностно-активными веществами (ВУП), также можно поддерживать или стабилизировать с помощью одного или более стабилизаторов, являющихся гликолями и/или полиолами. Эти гликоли и полиолы могут эффективно стабилизировать высокую вязкость жидкостей, загущенных ВУП, в течение более широкого температурного интервала, такого как примерно от температуры окружающей среды до примерно 149°С. Даже если некоторые ВУП, применяемые для увеличения вязкости водных жидкостей, содержат гликолевый растворитель, применение, добавление или введение того же или другого гликоля или полиола, возможно более высокой чистоты, может улучшить стабильность вязкости жидкости как целого. Подходящие гликоли для применения в указанном способе стабилизации вязкости включают в себя, кроме прочего, моноэтиленгликоль (МЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ), тетраэтиленгликоль (ТетраЭГ), монопропиленгликоль (МПГ), дипропиленгликоль (ДПГ) и трипропиленгликоль (ТПГ); полиолы включают в себя полиэтиленгликоль (ПЭГ), полипропиленгликоль (ППГ),глицерин и другие полиолы и их смеси. В случае, когда стабилизатором является полиол, средневзвешенная молекулярная масса полиола может составлять примерно от 54 до примерно 370, в другом варианте нижнее пороговое значение средневзвешенной молекулярной массы составляет примерно 92 и/или верхнее пороговое значение средневзвешенной молекулярной массы составляет примерно 235. Подходящие дозировки гликолевых или полиоловых стабилизаторов, которые могут применять, вводить или добавлять в одном не ограничивающем варианте составляют примерно от 0,1 до 10,0 об.% в расчете на общую водную жидкость. В другом не ограничивающем варианте нижний предел этой дозировки может составлять примерно 0,2 об.%, а верхний предел данной дозировки может быть примерно 5 об.%. Дальнейшие подробности о стабилизаторах на основе полиола и/или гликоля можно найти в предварительной патентной заявке US 60/791025, зарегистрированной 11 апреля 2006, включенной в виде ссылки в целом в данной заявке.

Для составления рецептуры жидкости, загущенной вязкоупругим поверхностно-активным веществом, можно применить любое устройство для смешения. В случае периодического смешения загущающий ВУП агент, усилитель вязкости и водную жидкость перемешивают в течение определенного периода времени. В ходе периодического смешения или обработки добавляют отобранные внутренние разрушающие агенты (например, источник иона переходного металла, растительные масла и/или животный жир и т.д.). Попеременно добавляют другие внутренние разрушающие агенты после периодического смешения или в ходе обработки (например, минеральное масло, гидрированные полиальфа-олефиновые масла и т.д.). В качестве ВУП можно применять любые системы ВУП, известные для персонала, обслуживающего скважину, они могут включать в себя амины, соли аминов, соли четвертичного аммония, оксиды амидоамина, оксиды амина, их смеси и подобное. Подходящие амины, соли аминов, соли четвертичного аммония, оксиды амидоамина и другие поверхностно-активные вещества описаны в патентах US 5964295, 5979555 и 6239183, включенных в виде ссылки в целом в данной заявке.

Вязкоупругие поверхностно-активные вещества улучшают эксплуатационные свойства обрабатывающей жидкости с помощью применения системы, не содержащей полимеры. Эти системы в сравнении с жидкостями на основе полимеров обеспечивают более эффективное разрушение вязкости, более высокую способность транспорта песка (где предусмотрено), во многих случаях легче извлекаются после обработки, чем полимеры (в частности, с приведенными внутренними разрушающими агентами), и не повреждают коллектор при соответствующем контакте с внутренними разрушающими агентами и/или достаточным количеством углеводородов коллектора, таких как сырая нефть и конденсат. Эти системы также более легко смешиваются в ходе полевых работ и не требуют многочисленных дополнительных добавок в жидкой системе в отличие от некоторых известных систем.

Вязкоупругие поверхностно-активные вещества, подходящие для применения, включают в себя неионные, амфотерные, цвиттерионные и другие поверхностно-активные вещества. Характерные примеры цвиттерионных/амфотерных поверхностно-активных веществ включают в себя, кроме прочего, дигидроксилалкилглицинат, алкиламфоацетат или пропионат, алкилбетаин, алкиламидопропилбетаин и алкилиминомоно- или дипропионаты, извлеченные из некоторых восков, жиров и масел. Поверхностно-активные вещества на основе четвертичного аммония, как правило, являются катионными и бетаины, как правило, являются цвиттерионными. Загущающий агент может применяться в сочетании с неорганической водорастворимой солью или органической добавкой, такой как фталевая кислота, салициловая кислота или их соли.

Некоторые неионные жидкости являются по существу менее разрушающими для продуктивных пластов, чем катионные жидкости, и более эффективными на фунт, чем анионные загущающие агенты. Вязкоупругие поверхностно-активные вещества на основе оксида амина потенциально обладают более высокой загущающей способностью на фунт, что делает их дешевле других жидкостей этого типа.

Загущающие агенты RN+(R')2 О- на основе оксида амина могут иметь следующую структуру (I):

где R является алкильной или алкиламидной группой со средним числом атомов углерода примерно от 8 до 24, и R′ являются независимо алкильными группами со средним числом атомов углерода примерно от 1 до 6. В одном не ограничивающем варианте R является алкильной или алкиламидной группой со средним числом атомов углерода примерно от 8 до 16, и R′ являются независимо алкильными группами со средним числом атомов углерода примерно от 2 до 3. В другом не ограничивающем варианте в качестве загущающего агента на основе оксида амидоамина используют рецептуру Aromax® APA-T от фирмы Akzo Nobel, которую следует рассматривать как оксид дипропиламина, так как обе группы R′ являются пропильными.

Материалы в соответствии с патентом US 5964295 включают в себя ClearFRAC™, который также может содержать более 10% гликоля. Одним предпочтительным ВУП является оксид амина. Как отмечалось, особенно предпочтительным оксидом амина является APA-T, сбываемый фирмой Baker Oil Tools как SurFRAQ™ ВУП. SurFRAQ представляет собой жидкий продукт ВУП, содержащий 50% APA-T и более 40% пропиленгликоля. Эти вязкоупругие поверхностно-активные вещества могут загущать водные растворы для образования загущенной базовой жидкости. Для приготовления системы ВУП, сбываемой фирмой Baker Oil Tools под торговой маркой Diamond FRAQ™, применяют добавки, предложенные в настоящем изобретении. Diamond FRAQ™ со своей гарантированной технологией разрушения преодолевает зависимость от внешних условий коллектора для разрушения по сравнению с такими продуктами, как ClearFRAC™.

Представленные здесь способы и композиции также охватывают общеизвестные материалы, например, Aromox® APA-T, продукт фирмы Akzo Nobel и другие известные вязкоупругие поверхностно-активные загущающие агенты, общепринятые для интенсифицирующей обработки подземных пластов.

Количество ВУП, введенных в жидкость для гидроразрыва, зависит по меньшей мере от двух факторов. Один включает в себя генерирование достаточной вязкости для регулирования скорости утечки жидкости в поры коллектора или разрыва, второй включает в себя создание достаточно высокой вязкости для разрыва пласта в ходе нагнетания жидкости, в одном не ограничивающем варианте обрабатывающей жидкости. Таким образом, в зависимости от применения ВУП добавляют к водной жидкости в концентрациях примерно от 0,5 до 25 об.% или примерно до 12 об.% в расчете на общую водную жидкость (примерно от 5 до 120 гал./1000 гал.). В другом не ограничивающем варианте диапазон для имеющихся рецептур составляет примерно от 1,0 примерно до 6,0 об.% ВУП. Еще в одном не ограничивающем варианте осуществления настоящего изобретения количество ВУП составляет от нижнего предела примерно 2 об.%. до верхнего предела примерно 10 об.%.

В одном не ограничивающем варианте жидкость для гидроразрыва на основе ВУП может применяться как вспененная жидкость для гидроразрыва, то есть так как жидкость содержит значительное количество вспенивающегося поверхностно-активного вещества, такого как поверхностно-активные вещества на основе оксида амина, в одном не ограничивающем варианте жидкость для гидроразрыва в ходе обработки разрывом может быть активирована газами (то есть может содержать газовую фазу для лучшего или большего распределения), такими как СО2 и N2 и подобное.

Предполагается, что приведенные разрушающие композиции могут применяться для снижения вязкости загущенной ВУП водной жидкости независимо от того, как в конечном счете применяется жидкость, загущенная ВУП. Например, композиции, разрушающие вязкость, могут применяться во всех областях применения ВУП, включая, кроме прочего, загущенные ВУП понизители трения, ВУП загустители для потерь циркулирующей гранулированной жидкости для гидроразрыва (включая вспененные жидкости для гидроразрыва и жидкости для гидроразрыва на кислотной основе), жидкости для гравийной закладки, ВУП загустители, применяемые для удаления фильтровального осадка бурового раствора, коррективное удаление жидкостей после обработки ВУП (последующая ВУП обработка) в стандартной или вспененной формах (то есть жидкости могут быть "активированы"), в качестве газовой фазы пены применяют N2 или СО2 и тому подобное.

Жидкости, загущенные вязкоупругим поверхностно-активным веществом, также могут содержать агенты, регулирующие потери жидкости, хотя, как уже отмечалось, некоторые компоненты, такие как усилители вязкости, действуют как агенты, регулирующие потери жидкости, при высоких концентрациях, таких как 1,5 кг/м3. Пример нового псевдофильтровального осадка показан на фиг.6, он состоит из мицелл ВУП, внутреннего разрушающего агента на основе рыбьего жира 18:12TG и наночастиц агента, регулирующего потери жидкости FLC-41, - уникальная синергетическая комбинация добавок с феноменальными эксплуатационными показателями и способностью к удалению. Подходящие агенты, регулирующие потери жидкости, включают в себя оксиды щелочноземельного металла, гидроксиды щелочноземельного металла, оксиды переходного металла, гидроксиды переходного металла и их смеси, такие как MgO, ZnO и тому подобное. Больше информации по этим агентам, регулирующим потери жидкости, можно найти в предварительной заявке на патент US 60/815693, включенной в виде ссылки в целом в данной заявке. Улучшение или увеличение потери жидкости может быть также достигнуто увеличением концентрации или применением наночастиц, увеличивающих вязкость. Увеличения концентрации этих частиц в конце концов будет достаточно для наращивания более высокой вязкости жидкости для: 1) улучшения вязкости матрицы коллектора и 2) роста, главным образом, "внешнего вязкого слоя ВУП жидкости" на пласте, то есть псевдофильтровального осадка (в противоположность истинному фильтровальному осадку, который часто распространяется в пласте и потенциально может его повредить). Может иметь место сочетание обоих способов, то есть внутреннего/матричного регулирования потери жидкости на основе вязкости по типу пор и внешнего роста псевдофильтровального осадка. В одном не ограничивающем варианте осуществления изобретения количество агента, регулирующего потери жидкости, составляет примерно от 0,2 до примерно 24 кг/м3 в расчете на жидкость, загущенную ВУП. Можно представить, что некоторые материалы, например, щелочные металлы и щелочноземельные металлы, могут служить как "высокотемпературные стабилизаторы вязкости" и как агенты, регулирующие потери жидкости, в жидкостях, представленных в настоящем изобретении.

В одном не ограничивающем варианте полагают, что агентами, регулирующими потери жидкости, являются, главным образом, вышеуказанные наночастицы для регулирования потери жидкости и усиления вязкости. Увеличение количества этих агентов приводит к наращиванию псевдофильтровального осадка. Эти частицы включают в себя пьезо- и пироэлектрические частицы, возможно, в форме наночастиц, и тому подобное. Более крупные частицы оксида переходного металла и/или гидроксидов переходного металла, такие как MgO, также могут применяться как таковые или вместе с вышеуказанными наночастицами. Агенты, регулирующие потери жидкости, могут добавляться в любое время в ходе смешения и/или процесса перемешивания.

Значение представленных композиций и способов заключается в том, что они дают возможность разработать жидкость для гидроразрыва на основе ВУП с улучшенными показателями разрушения. То есть жидкостное разрушение больше не зависит только от внешних условий коллектора для разрушения вязкости и является регулируемым: снижение вязкости, если достигается полное или почти полное разрушение, имеет место повсюду внутри коллектора, и величина давления в коллекторе, требуемого для вытеснения жидкости на основе ВУП, значительно уменьшается. Важно отметить, что этим можно достигнуть наиболее полного удаления ВУП жидкости из пласта и ствола скважины. Лучшее удаление ВУП непосредственно влияет на успешность обработки разрывом, что повышает производительность скважины в отношении добычи углеводородов. Ограничения по удалению ВУП жидкости и неудачи в прошлом в настоящее время могут быть преодолены посредством применения приведенных в настоящем изобретении композиций жидкости.

Для того чтобы осуществить на практике предложенный способ изобретения, водную обрабатывающую жидкость, как не ограничивающий пример, вначале приготавливают смешением усилителя вязкости, загущающего ВУП агента и внутреннего разрушающего агента в водной жидкости. Водной жидкостью, например, могут быть вода, рассол, морская вода или их смеси. Для этой операции можно применить любое устройство для смешения. В одном, не ограничивающем изобретение варианте в случае периодического смешения усилитель вязкости, загущающий ВУП агент и водную жидкость перемешивают в течение короткого периода времени, достаточного для смешения компонентов, такого как от 15 минут до 1 часа, и сразу перед применением можно добавить внутренний разрушающий агент. В другом не ограничивающем варианте весь усилитель вязкости, загущающий ВУП агент и внутреннюю разрушающую композицию можно добавить к водной жидкости в ходе обработки.

Базовая жидкость также может включать другие известные добавки, общепринятые при обслуживании скважины, такие как водные смачивающие поверхностно-активные вещества, не эмульгаторы, ингибиторы образования отложений и тому подобное. Как отмечалось, базовая жидкость может также содержать нетрадиционные добавки, усиливающие разрушающее действие ВУП жидкости, которые с этой целью добавляют в одном не ограничивающем варианте.

Любой или все вышеупомянутые внутренние разрушающие агенты (например, минеральные, растительные масла и животные жиры) могут предлагаться в расширенном варианте исполнения, таком как инкапсуляция полимером или иным способом, гранулирование связующими соединениями, абсорбированными или некоторыми другими способами нанесенными на микроскопическую частицу или пористый субстрат и/или их сочетание. В особенности, внутренние разрушающие агенты (в неограничивающих вариантах минеральные, растительные масла и/или животные жиры) могут быть микро- и/или макроинкапсулированы для обеспечения их медленного или с временными интервалами высвобождения. В неограничивающих примерах осуществления настоящего изобретения покрытие может медленно растворяться или удаляться с помощью любого известного механизма, или же покрытие может иметь очень малые отверстия или перфорации для медленного диффундирования через них минеральных масел. Например, смесь рыбного желатина и смолы акации, инкапсулирующее покрытие от фирмы ISP Hallcrest, a именно жидкостная технология инкапсуляции Captivates®, может применяться для инкапсуляции внутренних разрушающих агентов (например, минеральных, растительных, синтетических и других насыщенных масел и рыбьего жира). Кроме того, полимерные покрытия для инкапсуляции, такие как применяемые в технологии производства удобрений от фирмы Scotts Company, а именно технология покрытия продуктов POLY-S®, или технология покрытия полимерами для инкапсуляции фирмы Fritz Industries, возможно, могут быть адаптированы для осуществления способов настоящего изобретения. Минеральные масла могут также абсорбироваться на цеолитах, таких как Zeolite A, Zeolite 13X, Zeolite DB-2 (имеющиеся в распоряжении от фирмы PQ Corporation, Вэлли Фордж, Пенсильвания) или цеолитах Na-SKS5, Na-SKS6, Na-SKS7, Na-SKS9, Na-SKS10 и Na-SKS13 (имеющиеся в распоряжении от фирмы Hoechst Aktiengesellschaft, в настоящее время филиал Aventis S.A.) и других пористых твердых субстратах, таких как MICROSPONGE™ (имеется в распоряжении от фирмы Advanced Polymer Systems, Редвуд, Калифорния) и катионообменных материалах, таких как бентонитовая глина, или помещаться внутри микроскопических частиц, таких как углеродные нанотрубки или бакминстерские фуллерены. Кроме того, минеральные масла могут абсорбироваться внутри и на пористых или других субстратах и затем инкапсулироваться или покрываться, как описано выше.

В типичной операции разрыва жидкость для гидроразрыва в соответствии с настоящим изобретением нагнетают со скоростью, достаточной для инициирования и распространения разрыва в пласте и ввода расклинивающих агентов в пласт. Типичную обработку разрывом проводят смешением от 20,0 до 60 литров/1000 литров ВУП на основе оксида амина, такого как SurFRAQ, в 2%-ном растворе KCl (19,9 кг/м3) при pH примерно от 6,0 примерно до 9,0. В ходе добавления ВУП или скорее после добавления ВУП к воде или рассолу можно добавить разрушающий компонент с применением соответствующих устройств смешения и измерения, или в случае необходимости, на отдельной ступени после завершения операции разрыва, или же при сочетаниях этих операций.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения представленные способы и композиции выполняют в отсутствие гельобразующих полимеров и/или гелей или водных жидкостей, вязкости которых увеличивают с помощью полимеров. Однако сочетание композиций и указанных способов с полимерами и полимерными разрушающими агентами может также быть полезным. Например, к ВУП жидкости можно также добавить полимеры с целью регулирования потери жидкости. Типы полимеров, которые могут служить как агенты регулирования потери жидкости, включают в себя разные крахмалы, модифицированные крахмалы, поливинилацетаты, полимолочную кислоту, гуаровую смолу и другие полисахариды, гидроксиэтилцеллюлозу и другие производные целлюлозы, желатины и тому подобное. Более подробная информации о применении полимеров вместе с вязкоупругими поверхностно-активными веществами для снижения потерь от трения и потерь жидкости представлена в предварительных заявках на патент US 60/833832 и US 60/848412, зарегистрированных 27 июля 2006 и 29 сентября 2006, соответственно, обе заявки включены в виде ссылки в целом в данной заявке.

Расклинивающие агенты, как правило, добавляют к базовой жидкости после добавки ВУП при приготовлении жидкости для гидроразрыва. Расклинивающие агенты включают в себя, например, гранулы кварцевого песка, стекло и керамические шарики, гранулы боксита, фрагменты скорлупы грецких орехов, гранулы алюминия, найлона и тому подобное. Как правило, расклинивающие агенты применяют в концентрациях между примерно 120 и 1700 кг/м3 от состава жидкости для гидроразрыва, однако в соответствии с требованиями проектирования разрыва могут применяться более низкие или высокие концентрации. Базовая жидкость также может содержать другие известные добавки, общепринятые для обслуживания скважины, такие как водные смачивающие поверхностно-активные вещества, не эмульгаторы и тому подобное. Как уже отмечалось, базовая жидкость может также содержать другие нетрадиционные добавки, которые усиливают разрушающее действие ВУП жидкости и которые добавляют для этой цели в одном не ограничивающем варианте.

Синергизм и/или преимущества, которые могут демонстрировать рассматриваемые композиции и способы в целом, можно увидеть в одном или нескольких следующих характерных признаках.

1. Применение агента, регулирующего потери жидкости, делает любую жидкость, загущенную ВУП, более эффективной и более способной генерировать надлежащую геометрию разрыва и позволяет снизить расход загущающего ВУП агента для достижения этих целей.

2. Усилитель вязкости еще более улучшает работу агента, регулирующего потери жидкости, делает более эффективной ВУП жидкость и еще в большей степени снижает потери ВУП жидкости в ходе операции разрыва.

3. Высокотемпературный стабилизатор вязкости далее способствует увеличению эффективности агентов, регулирующих потери жидкости, - добавленное или синергетическое улучшение на основе показателя утечки жидкости.

4. Применение внутренних разрушающих агентов в жидкостях, загущенных ВУП, содержащих агенты, регулирующие потери жидкости, и/или усилители вязкости и/или высокотемпературные стабилизаторы вязкости, значительно улучшает удаление этих жидкостей и позволяет применять их без проблемы повреждения пласта жидкостью (то есть предотвращает ухудшение проницаемости коллектора и его продуктивности). Что удивительно, внутренние разрушающие агенты совместимы и дадут возможность частицам агентов, регулирующих вязкость, усилителям вязкости и/или необязательным высокотемпературным стабилизаторам первоначально улучшить показатели ВУП жидкости до того, когда произойдет резкое снижение вязкости.

5. Представленные в настоящем изобретении способы и композиции позволяют применять высокоэффективную ВУП жидкость в газовых скважинах и, в частности, обеспечивают эффективное регулирование утечки (то есть снижение утечки) в условиях сжимаемой жидкости и быстрое и полное вытеснение газом обрабатывающей жидкости из коллектора после обработки, как показывают данные на фиг.10. Введение стабилизатора позволяет разрывать глубокие газовые скважины с помощью этих систем ВУП жидкости.

6. Описанные способы и композиции обеспечивают высокоэффективное применение в коллекторах с гетерогенной проницаемостью, в которых изменчивость в проницаемости коллектора не будет влиять на размещение определенного количества расклинивающего наполнителя и на формирование определенной геометрии разрыва, включая коллекторы с высококонтрастными полосами проницаемости или интервалами поперек зоны пласта.

7. Представленные способы и композиции также позволяют применять их в глубоководных морских скважинах, в которых необходима высокая соленость рассола для уменьшения давления в устье скважины на поверхности наряду с регулированием потенциального образования гидратов газа в процессе добычи на внутренней поверхности труб на морском дне, но при этом необходима совместимость всех добавок, регулирующих потери жидкости, высокотемпературных стабилизаторов и внутренних разрушающих агентов и поддержание их высоких эксплуатационных показателей в подобных смешанных водах рассол с высокой концентрацией соли - высокая соленость.

Применение агентов, регулирующих потери жидкости, может привести к одному или более следующим синергетическим результатам и/или преимуществам.

1. Применение агентов, регулирующих потери жидкости, сообщает жидкости способность к образованию псевдофильтровального осадка. Этот слой ВУП жидкости с высокой вязкостью на стенке коллектора уменьшает скорость утечки жидкости для гидроразрыва. Псевдофильтровальный осадок может использовать закупорку наночастицами пространства вне пор.

2. Агенты, регулирующие потери жидкости, позволяют применять эти жидкости в верхнем коллекторе со значительно более высокими проницаемостями. Без этих агентов, регулирующих потери жидкости, проницаемость верхнего коллектора составляет не более чем примерно 800 мд и во многих случаях не более чем примерно 400 мд. Однако с помощью новой технологии регулирования потери жидкости, жидкости, загущенные ВУП, могут применяться в коллекторах с проницаемостью по меньшей мере до 2000 мд. Таким образом, агенты, регулирующие потери жидкости, открывают область применений для этих жидкостей и делают ВУП жидкость менее чувствительной к проницаемости коллектора для формирования разрыва и его геометрии.

3. Применение агентов, регулирующих потери жидкости, исключает использование полимеров в механизме регулирования потери жидкости, и таким образом настоящие способы намного менее разрушительны и композиции намного легче удаляются, чем фильтровальный осадок полимерного типа.

4. Применение специальных внутренних разрушающих агентов, которые в ходе смешения вводят в мицеллы ВУП, будет иметь синергетический эффект с агентами, регулирующими потери жидкости, образующими псевдофильтровальный осадок, что делает возможным присутствие в мицеллах необходимого внутреннего разрушающего агента, который со временем при температуре коллектора разрушит на части жидкий слой псевдофильтровального осадка, что представляет собой уникальный пример синергизма и явление. На фиг.7 схематически иллюстрируется, каким образом внутренний разрушающий агент 14 может ассоциироваться с мицеллами ВУП и после активации разрушить ВУП мицеллы 10 в виде прутков или червей до сферических невязких мицелл 20 и частиц 16 агента, регулирующего потери жидкости. Сферические мицеллы 20 не имеют высокой вязкости, обусловленной переплетением и взаимодействием мицелл 10 в виде прутков или червей. Мицеллы образуются из множества молекул ВУП 12, имеющих гидрофильные верхушки на внешней поверхности мицелл, в которых гидрофобные концы находятся внутри мицелл. Полагают, что внутренний разрушающий агент 14 ассоциирован с гидрофобными концами.

5. Агенты, регулирующие потери жидкости, предлагаемые в настоящем изобретении, уменьшают утечку ВУП в коллектор. Это в свою очередь означает, что для обработки можно использовать меньшее количество ВУП жидкости и таким образом снизить общее количество ВУП жидкости и внутреннего разрушающего агента, необходимого для обработки, и, следовательно, снизить общие затраты на обработку. Из этого далее следует снижение количества ВУП жидкости, которую надо разрушить и удалить из коллектора, жидкость является более эффективной при формировании лучшего удлинения и расширения разрыва для наилучшей добычи, и по всему разрыву достигается улучшение суспензии расклинивающего наполнителя и ее размещения.

6. Применяемые в настоящем изобретении агенты, регулирующие потери жидкости, также полностью совместимы с высокотемпературными стабилизаторами мицелл, усилителями вязкости, внутренними разрушающими агентами и высокой соленостью водной смеси, такой как в смеси 1,7 кг/литр рассола СаВr2 и морской воды.

Применение описанных усилителей вязкости также дает ряд преимуществ и синергетических эффектов.

1. Применение этих усилителей вязкости позволяет уменьшить количество загущающего ВУП агента в жидких композициях при достижении одинаковой вязкости жидкости, что снижает общую стоимость применения ВУП жидкости. Более низкая загрузка ВУП также легче разлагается и требует меньшего количества внутреннего разрушающего агента, что дает экономию затрат и более быстрое и полное удаление.

2. Усилитель вязкости работает в сочетании с агентом, регулирующим потери жидкости, и в результате синергетического эффекта будет способствовать увеличению эффективности жидкости посредством улучшения зависящего от вязкости механизма регулирования утечки жидкости в сочетании с механизмом регулирования псевдофильтровальным осадком утечки жидкости. То есть усилители вязкости улучшают зависящее от вязкости свойство утечки ВУП жидкости и работают в сочетании с микрочастицами агентов, регулирующих потери жидкости, которые генерируют новый вязкий жидкий слой псевдофильтровального осадка, второй механизм регулирования потери жидкости. Применение усилителя вязкости, работающего вместе с агентом, регулирующим потери жидкости, является рентабельным, то есть это обходится дешевле, чем применение большего количества загущающего ВУП агента для достижения тех же результатов, включающих в себя генерирование оптимальной геометрии разрыва, что важно для улучшения продуктивности углеводородного коллектора.

3. В свою очередь, предложенные усилители вязкости полностью совместимы с агентами, регулирующими потери жидкости, высокотемпературными стабилизаторами мицелл, внутренними разрушающими агентами и высокой соленостью водной смеси, такой какая была установлена в рассоле 1,4 кг/литр CaCl2 и 1,7 кг/литр CaBr2, включая морскую воду.

Применение высокотемпературных стабилизаторов вязкости мицелл также имеет ряд преимуществ и синергетических эффектов, включая, кроме прочего, следующее.

1. Стабилизаторы вязкости позволяют применять загущенную ВУП жидкость при более высоких температурах, чем в отсутствие стабилизаторов.

2. Применение стабилизаторов вязкости означает меньшую потребность в загущающем ВУП продукте для обеспечения заданной вязкости для СТЗС (англ. BHST, статическая температура забоя скважины) коллекторов между примерно 93°С и примерно 149°С. Количество загущающего ВУП агента можно уменьшить на 55%, что представляет собой значительную экономию затрат на обработку. Фиг.1 показывает, какие на удивление низкие количества ВУП можно применять при высоких температурах, что уникальным образом превосходит известную технологию на основе ВУП жидкости для гидроразрыва. Общее количество жидкости, загущенной ВУП, которую требуется удалить, при этом уменьшается. Применение стабилизаторов вязкости также позволяет уменьшить расход внутреннего разрушающего агента для разрушения стабилизированной ВУП жидкости, и таким образом получают экономию затрат на внутренний разрушающий агент.

3. В свою очередь, стабилизаторы вязкости полностью совместимы с агентами, регулирующими потери жидкости, усилителями вязкости, внутренними разрушающими агентами и высокой соленостью водной смеси, такой как в рассоле 1,4 кг/литр CaCl2 и 1,7 кг/литр CaBr2, включая морскую воду.

Наконец, применение внутренних разрушающих агентов обеспечивает ряд преимуществ и синергетических эффектов, включая, кроме прочего, следующее.

1. Применение внутренних разрушающих агентов означает, что оператору не надо полагаться на углеводороды коллектора для обеспечения надлежащей скорости или полноты удаления ВУП жидкости. Применение внутренних разрушающих агентов также помогает предотвратить возможное образование вязких и разрушительных эмульсий при смешении нефти проблематичного коллектора с обрабатывающей жидкостью, содержащей поверхностно-активные вещества, в коллекторной матрице в ходе извлечения обрабатывающей жидкости из скважины. ВУП жидкость, разрушенная внутренним агентом, легко выводится и для ее разрушения не требуется контакт с сырой нефтью, свободно течет и удаляется, в то время как при расчете на углеводороды коллектора для разрушения типичной ВУП жидкости она должна взаимодействовать, смешиваться и контактировать с сырой нефтью в ходе извлечения обрабатывающей жидкости. Подобное смешивание может привести к образованию разрушительной эмульсии в коллекторе.

2. Внутренние разрушающие агенты имеют очень большое значение для применения ВУП жидкостей в коллекторах газовой скважины. Скважины природного газа, как правило, имеют проблему с удалением при применении жидкостей для гидроразрыва, загущенных ВУП. Удаление при применении традиционных систем ВУП в лучшем случае может быть очень медленным; в противоположность этому при применении внутреннего разрушающего агента оно идет очень быстро (примерно за 48 часов с разрушающим агентом). Кроме того, при применении известных систем ВУП удаление обычно является неполным - газ является плохим вытесняющим агентом для ВУП жидкостей в пористой среде, как правило, наблюдаются перепускание и канализирование через ВУП жидкость. При применении внутренних разрушающих агентов наблюдается быстрое и полное извлечение ВУП жидкости, было установлено, что газ легко вытесняет разрушенную ВУП жидкость из пористой среды, как видно из данных, представленных на фиг.10.

3. Кроме того, внутренние разрушающие агенты полностью совместимы с агентами, регулирующими потери жидкости, усилителями вязкости, высокотемпературными стабилизаторами вязкости и высокой соленостью водной смеси, такой как рассолы 1,4 кг/литр CaCl2 и 1,7 кг/литр CaBr2, включая морскую воду. Кроме того, внутренние разрушающие агенты могут преимущественно применяться в температурном диапазоне примерно от 27°С до примерно 149°С.

Настоящее изобретение будет объяснено более подробно на следующих, не ограничивающих настоящее изобретение примерах, которые предназначены лишь для дополнительного иллюстрирования изобретения, но не сужающие его объем.

Общая методика для примера 1

В смеситель добавили водопроводную воду, соль, усилитель вязкости с последующим добавлением 4 об.% вязкоупругого поверхностно-активного вещества (WG-3L-Aromox®APA-T от фирмы Akzo Nobel). Смеситель использовали для смешения компонентов на очень низкой скорости для предотвращения вспенивания в течение примерно 30 минут для получения 4 об.% базовой ВУП жидкости, затем добавили внутренний разрушающий агент и стабилизатор ВУП и смешивали в ВУП жидкости еще 5 минут для приготовления лабораторной жидкости для гидроразрыва. Так как целью исследования был поиск композиции, относительно быстро разрушающей гель, пробы изучали, как показано, лишь в течение пяти часов или менее.

Пример 1

На фиг.1 представлен график зависимости от времени вязкости жидкости, загущенной ВУП, в рассоле CaCl2/CaBr2 с 2 об.% и 4 об.% ВУП WG-3L при 135°С, содержащей 0,24 и 0,48 кг/м3, соответственно, стабилизатора вязкости VES-STA1. Стабилизатор вязкости VES-STA1 поставляет фирма Baker Oil Tools. Испытание вязкости проводили на реометре Grace при 121°С, давлении 2,1 МПа и сдвиге 100 сек-1. Очевидно, что жидкость без стабилизатора вязкости теряет практически всю свою вязкость в течение первого часа. В противоположность этому обе жидкости, содержащие стабилизатор вязкости VES-STA1, по существу сохранили постоянную вязкость в течение пятичасового периода испытания. Довольно примечательна стабильность 2% ВУП при 135°С в сравнении с известными системами ВУП жидкости, и 4% загрузка ВУП при 135°С показывает, как мало требуется ВУП при высокой температуре, что снизит общие затраты на системы обработки и количество ВУП. которое надо удалить после обработки.

Пример 2

На фиг.2 показан график зависимости от времени вязкости жидкостей, загущенных ВУП, которые не содержат высокотемпературный стабилизатор, 0,72 кг/м3 высокотемпературного стабилизатора VES-STA1, 0,72 кг/м3 высокотемпературного стабилизатора с 2,0 гал./1000 гал. внутреннего разрушающего агента Fish Oil 18:12TG (от фирмы Bioriginal Food & Science Corporation) и 10,0 гал./1000 гал. агента, регулирующего потери жидкости FLC-40L с 2,0 гал./1000 гал. внутреннего разрушающего агента Fish Oil 18:12TG, смешанных в 1,6 кг/м3 рассола CaCl2/CaBr2 с 4 об.% ВУП WG-3L при 121°С. ВУП-STA1 и FLC-40L выпускает фирма Baker Oil Tools. Испытание вязкости проводили на реометре Grace при 121°С, давлении 2,1 МПа и сдвиге 100 сек-1. Данные показывают, что VES-STA 1 позволяет применять очень малую загрузку ВУП для разрыва при 121°С, и в присутствии внутреннего разрушающего агента можно с помощью регулирования снижать вязкость с целью более быстрого и полного удаления ВУП жидкости. Испытание с 10,0 гал./1000 гал. FLC-40L показало, что агент, регулирующий потери жидкости, также действует как высокотемпературный стабилизатор и неожиданно совместим с полиеновым внутренним разрушающим агентом, даже при высоких температуре испытания и солености водной смеси с высокой загрузкой FLC-40L. Этот тип рецептуры является предпочтительным для глубоководного применения при операциях разрыва и заполнения.

Пример 3

На фиг.3 показан график зависимости от времени вязкости жидкости, загущенной ВУП, содержащей 0,72 кг/м3 усилителя вязкости VE-42 (наночастицы ZnO) или высокотемпературного стабилизатора с 2,0 гал./1000 гал. Fish Oil 18:12TG внутреннего разрушающего агента, смешанного в 1,6 кг/м3 рассола CaCl2/CaBr2 с 4 об.% WG-3L ВУП при 121°С и скорости сдвига 100 1/сек. Очевидно, что внутренний разрушающий агент становится активным через час и медленно снижает вязкость жидкости.

Пример 4

На фиг.4 показан график зависимости от времени вязкостей жидкостей, загущенных ВУП, содержащих 0,72 кг/м3 наночастиц MgO в качестве высокотемпературного стабилизатора и 2,40 кг/м3 наночастиц MgO в качестве высокотемпературного стабилизатора и агента, регулирующего потери жидкости, смешанного в 1,6 кг/м3 рассола CaCl2/CaBr2 с 4 об.% ВУП WG-3L и 1,5 гал./1000 гал. Fish Oil 18:12TG внутреннего разрушающего агента при 121°С и скорости сдвига 100 1/сек. Очевидно, что внутренний разрушающий агент значительно снижает вязкость обеих жидкостей. Кроме того, время разрушения зависит от загрузки внутреннего разрушающего агента и не зависит от загрузки наночастиц MgO.

Пример 5

На фиг.5 показан график зависимости от времени потери жидкостей, загущенных ВУП, содержащих 3 мас.% рассола KCl, смешанных с 4 об.% WG-3L ВУП и 2 гал./1000 гал. Conventional Flax Oil (от фирмы Bioriginal Food & Science Corporation) в качестве внутреннего разрушающего агента с 1,8 кг/м3 наночастиц MgO и без них в качестве агента, регулирующего потери жидкости, при 66°С и давлении 2,1 МПа. Очевидно, что с 1,8 кг/м3 агента, регулирующего потери жидкости, потери жидкости могут резко снизиться.

Пример 6

На фиг.6 показано изображение псевдофильтровального осадка на керамическом диске с проницаемостью 400 мд при 121°С и давлении 2,1 МПа. Жидкость представляет собой 1,6 кг/м3 рассола CaCl2/CaBr2, смешанного с 4 об.% WG-3L ВУП и 1,0 гал./1000 гал. Fish Oil 18:12TG внутреннего разрушающего агента с 0,72 кг/м3 ВУП-STA 1 стабилизатора и 1,2 кг/м3 наночастиц MgO FLC-40 - агента, регулирующего потери жидкости. Фиг.7 является схематической иллюстрацией внутреннего разрушения нового псевдофильтровального осадка, состоящего из мицелл ВУП, внутреннего разрушающего агента и наночастиц агента, регулирующего потери жидкости.

Пример 7

На фиг.8 представлен график зависимости от времени вязкости рассола 9% KCl с 4% WG-3L и 5,0 гал./1000 гал. FCL-40L. Без разрушающего агента жидкость была стабильной при температуре испытания 57°С. Испытание на разрушение с минеральным маслом было проведено с 6,0 гал./1000 гал. Hydrobrite® 200, при этом не наблюдали разрушения ВУП в течение более 16-часового периода испытания. Испытание на разрушение с полиеном проводили с 6,0 гал./1000 гал. GBW-407L с 0,3 гал./1000 гал. GBC-4L, оба от фирмы Baker Oil Tools, результаты показали медленное разрушение ВУП. GBC-4L представляет собой раствор хлорида меди. К удивлению, наблюдали быстрое и синергетическое разрушение при сочетании 6,0 гал./1000 гал. Hydrobrite®200 с 6,0 гал./1000 гал. GBW-40L и 0,3 гал./1000 гал. GBC-4L. Испытания вязкости проводили на реометре Брукфилда при 57°С, давлении 2,1 МПа и скорости сдвига 100 сек-1.

Пример 8

На фиг.9 представлены данные по регулированию утечки при 57°С и 7,0 МПа с применением синергетической рецептуры двойной разрушающей жидкости, испытанной в примере 8: рассол 9% КС1 с 4% WG-3L, 5,0 гал./1000 гал. FCL-40L, 6,0 гал./1000 гал. Hydrobrite®200, 6,0 гал./1000 гал. GBW-407L и 0,3 гал./1000 гал. GBC-4L. Данные показывают, что 5,0 гал./1000 гал. FLC-40L обеспечивают эффективное регулирование утечки, даже в присутствии очень высоких концентраций внутренних разрушающих агентов. Все компоненты жидкой системы работают как синергетическая композиция для улучшения эксплуатационных показателей ВУП жидкости.

Пример 9

На фиг.10 представлены данные по удалению ВУП из керна Berea с проницаемостью 100 мд газом N2 при 67°С с 3% KCl рассола и 4% WG-3L с 3,0 гал./1000 гал. Fish Oil 18:12TG и без. Данные показывают, что газообразный N2 не является эффективным вытесняющим агентом, когда ВУП жидкость не разрушена (левая столбчатая диаграмма), однако внутренне разрушенная ВУП жидкость легко и быстро вытесняется газом N2 (правая столбчатая диаграмма).

Пример 10

На фиг.11 представлены результаты проточного испытания на проницаемость на керне Berea с газом N2 и 3% рассолом KCl в качестве вытесняющих агентов при 121°С. Керны Berea были разрезаны на фрагменты диаметром 2,54 см и длиной 15,2 см, вакуумированы и высушены. Затем керны были насыщены в вакууме отфильтрованным 3% мас. KCl. После этого керн поместили в компьютеризированный испытательный проточный прибор и нагрели до 121°С. В испытании на вытеснение рассолом применили керн Berea 500 мд. Базовая проницаемость кернов была измерена в направлении вытеснения с 3 мас.% KCl. Затем через керны пропустили ВУП жидкость с наночастицами в направлении нагнетания в количестве двух объемов пор и затем оставили на 16 часов для того, чтобы внутренние разрушающие агенты разрушили вязкость ВУП жидкостей. ВУП жидкость представляла собой 1,6 кг/м3 рассола CaCl2/CaBr2 в смеси с 4 об.% ВУП WG-3L и 1,5 гал./1000 гал. внутреннего разрушающего агента Fish Oil 18:12TG с 0,72 кг/м3 нано MgO. Затем подали насосом в направлении вытеснения 3 мас.% KCl для измерения конечной проницаемости керна. Восстановленная проницаемость представляет собой отношение конечной проницаемости к базовой проницаемости. В испытании вытеснения газом применили керн Berea 50 мд и такую же программу испытаний, как при применении рассола. Первоначально керн был замочен в 3 мас.% рассола KCl. После этого проницаемость керна в отношении N2 была представлена как базовая проницаемость керна. Затем керн был загружен ВУП жидкостью. После выдержки ВУП жидкость была вытеснена газом N2 за период 48 часов и измерена конечная проницаемость. Оба испытания показали, что после разрушения внутренним разрушающим агентом мицелл ВУП наночастицы вместе с разрушенной ВУП жидкостью могут легко втекать и вытекать из кернов Berea без образования пробок.

Очевидно, что описанный способ разрушения геля является простым, эффективным, безопасным и высокорентабельным. Предлагается способ разрушения вязкости водных жидкостей для гидроразрыва, загущенных вязкоупругими поверхностно-активными веществами (ВУПы). Предлагаются также композиции и способы для регулируемого, полного и относительно быстрого разрушения ВУП жидкостей.

Предлагаются также композиции и способы разрушения ВУП жидкостей, которые не требуют контакта с коллекторными жидкостями (внешний механизм разрушения), хотя в некоторых вариантах тепло коллектора может способствовать процессу разрушения. В некоторых, не ограничивающих осуществление настоящего изобретения примерах непредвиденный контакт с коллекторными жидкостями может способствовать снижению вязкости жидкостей, загущенных ВУП. В дополнение предлагаются композиции и способы для разрушения жидкостей ВУП - поверхностно-активное вещество, в которых разрушающая добавка находится во внутренней фазе в отношении жидкости ВУП - поверхностно-активное вещество. Кроме того, описаны способы и композиции ВУП жидкости для разрушения вязкости водных жидкостей, загущенных вязкоупругими поверхностно-активными веществами, применяющие легкодоступные материалы в относительно недорогих концентрациях.

Слово "содержащий/включающий", используемое в формуле изобретения, должно интерпретироваться как "включающий, но не ограничивающий".

В вышеприведенном патентном описании изобретение описано со ссылкой на его характерные варианты и продемонстрировано как эффективное при предоставлении способов и композиций для применения водных жидкостей, загущенных ВУП, для разрыва подземных пластов, в которых жидкость действует по механизму внутреннего разрушения. Однако очевидно, что возможны разные модификации и изменения, не выходящие за более широкий объем и сущность изобретения, установленные в прилагаемой формуле изобретения. Таким образом, патентное описание должно рассматриваться скорее в иллюстративном, чем ограничивающем смысле. Например, определенные сочетания вязкоупругих поверхностно-активных веществ, внутренних разрушающих агентов, усилителей вязкости, агентов, регулирующих потери жидкости, стабилизаторов вязкости и других компонентов, подпадающие под параметры формулы изобретения, но специально не определенные или не испытанные в отдельной композиции или жидкости, находятся в пределах объема настоящего изобретения. Кроме того, приведенные в настоящем изобретении водные жидкости, загущенные ВУП, содержащие внутренние разрушающие агенты и усилители вязкости, агенты, регулирующие потери жидкости, и высокотемпературные стабилизаторы, могут применяться для гидроразрыва на кислотной основе при обработках с помощью ВУП.

1. Способ обработки подземного пласта, включающий:
создание композиции обрабатывающей жидкости, загущенной вязкоупругим поверхностно-активным веществом, содержащей воду, по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество (ВУП) в количестве, эффективном для увеличения вязкости воды, по меньшей мере один внутренний разрушающий агент, по меньшей мере один агент, регулирующий потери жидкости, и по меньшей мере один усилитель вязкости, выбранный из группы, состоящей из пироэлектрических частиц, пьезоэлектрических частиц и их смесей;
введение композиции обрабатывающей жидкости в подземный пласт;
обработку подземного пласта; и
снижение вязкости обрабатывающей жидкой композиции.

2. Способ по п.1, в котором внутренний разрушающий агент выбирают из группы, состоящей из бактерий, источников иона переходного металла, омыленных жирных кислот, минеральных масел, гидрированных полиальфа-олефиновых масел, насыщенных жирных кислот, ненасыщенных жирных кислот и их сочетаний.

3. Способ по п.2, в котором омыленные жирные кислоты являются продуктами реакции жирной кислоты со щелочным соединением, выбранным из группы, состоящей из органических оснований, оснований щелочных металлов, оснований щелочноземельных металлов, аммониевых оснований и их сочетаний.

4. Способ по п.2, в котором ненасыщенные жирные кислоты выбирают из группы, состоящей из моноенольных кислот, полиенольных кислот и их смесей.

5. Способ по п.2, в котором
когда внутренним разрушающим агентом являются бактерии, их количество составляет примерно от 0,01 до примерно 20,0 об.%,
когда внутренним разрушающим агентом является источник иона переходного металла, его количество составляет от примерно 0,01 до примерно 300 ч./млн,
когда внутренним разрушающим агентом является омыленная жирная кислота, ее количество составляет от примерно 50 до примерно 20000 ч./млн, и
когда внутренний разрушающий агент выбран из группы, состоящей из минеральных масел, гидрированных полиальфа-олефиновых кислот, насыщенных жирных кислот, ненасыщенных жирных кислот и их сочетаний, количество внутреннего разрушающего агента составляет примерно от 0,1 до примерно 20 гал./1000 гал., все в расчете на жидкость, загущенную ВУП.

6. Способ по п.1 или 2, включающий нагрев композиции обрабатывающей жидкости, загущенной ВУП, до эффективной температуры для снижения вязкости жидкости, загущенной ВУП, с помощью внутреннего разрушающего агента.

7. Способ по п.6, в котором эффективная температура составляет примерно от 38 до примерно 204°С (от 100 до примерно 400°F).

8. Способ по п.1, в котором внутренний разрушающий агент представляет собой минеральное масло и по меньшей мере на 99 мас.% состоит из парафина.

9. Способ по п.1, в котором композиция обрабатывающей жидкости, загущенной ВУП, кроме того, содержит по меньшей мере один стабилизатор ВУП.

10. Способ по п.9, в котором стабилизатор ВУП выбирают из группы, состоящей из оксидов щелочного металла, гидроксидов щелочного металла, оксидов щелочноземельного металла, оксидов переходного металла, гидроксидов переходного металла, гликолей, полиолов и их сочетаний.

11. Способ по п.1 или 9, в котором по меньшей мере один агент, регулирующий потери жидкости, выбран из группы, состоящей из оксидов щелочноземельного металла, гидроксидов щелочноземельного металла, оксидов переходного металла, гидроксидов переходного металла и их смесей.

12. Способ по п.11, в котором количество агента, регулирующего потери жидкости, составляет примерно от 0,2 до примерно 24 кг/м3 в расчете на жидкость, загущенную ВУП.

13. Способ по п.1, в котором в композиции обрабатывающей жидкости, загущенной ВУП, присутствует
по меньшей мере одно ВУП в количестве примерно от 0,5 до 12,0 об.% и
по меньшей мере один усилитель вязкости в количестве примерно от 0,012 до примерно 60 кг/м3, все в расчете на жидкость, загущенную ВУП.

14. Способ по п.1 или 9, в котором в жидкости, загущенной ВУП, присутствует лишь один компонент, снижающий вязкость, который является по меньшей мере одним агентом, разрушающим вязкость.

15. Способ по п.1 или 9, в котором методы обработки подземного пласта выбраны из группы, состоящей из:
разрыва пласта под эффективным давлением, при котором водная вязкоупругая обрабатывающая жидкость содержит расклинивающий наполнитель,
заполнения пласта гравием, при котором водная вязкоупругая обрабатывающая жидкость содержит гравий,
интенсификации притока в скважину, при которой водная вязкоупругая обрабатывающая жидкость содержит интенсифицирующий агент,
заканчивания скважины и
регулирования потери жидкости, при котором водная вязкоупругая обрабатывающая жидкость содержит соль, легко удаляемые твердые частицы и их смеси.

16. Способ по п.1 или 9, в котором внутренний разрушающий агент присутствует в маслорастворимой внутренней водной фазе жидкости, загущенной ВУП.

17. Жидкость для обработки подземных пластов, загущенная вязкоупругим поверхностно-активным веществом (ВУП), содержащая:
воду;
по меньшей мере одно ВУП в эффективном количестве для увеличения вязкости воды;
по меньшей мере один внутренний разрушающий агент;
по меньшей мере один агент, регулирующий потери жидкости; и
по меньшей мере один усилитель вязкости, выбранный из группы, состоящей из пироэлектрических частиц, пьезоэлектрических частиц и их смесей.

18. Жидкость для обработки подземного пласта по п.17, в которой внутренний разрушающий агент выбран из группы, состоящей из бактерий, источников иона переходного металла, омыленных жирных кислот, минеральных масел, гидрированных полиальфа-олефиновых масел, насыщенных жирных кислот, ненасыщенных жирных кислот и их сочетаний.

19. Жидкость для обработки подземного пласта по п.18, в которой омыленные жирные кислоты являются продуктами реакции жирной кислоты со щелочным соединением, выбранным из группы, состоящей из органических оснований, оснований щелочного металла, оснований щелочноземельного металла, аммониевых оснований и их сочетаний.

20. Жидкость для обработки подземного пласта по п.18, в которой ненасыщенные жирные кислоты выбраны из группы, состоящей из моноенольных кислот, полиенольных кислот и их сочетаний.

21. Жидкость для обработки подземного пласта по п.18, в которой:
когда внутренним разрушающим агентом являются бактерии, их количество составляет примерно от 0,01 до примерно 20,0 об.%,
когда внутренним разрушающим агентом является источник иона переходного металла, количество иона переходного металла из этого источника составляет примерно от 0,01 до примерно 300 ч./млн,
когда внутренним разрушающим агентом является омыленная жирная кислота, ее количество составляет примерно от 50 до примерно 20000 ч./млн и
когда внутренний разрушающий агент выбран из группы, состоящей из минеральных масел, гидрированных полиальфа-олефиновых масел, насыщенных жирных кислот, ненасыщенных жирных кислот и их сочетаний, количество внутреннего разрушающего агента составляет примерно от 0,1 до примерно 20 гал./1000 гал.,
все в расчете на жидкость, загущенную ВУП.

22. Жидкость для обработки подземного пласта по п.17, в которой внутренним разрушающим агентом является минеральное масло, которое по меньшей мере примерно на 99% состоит из парафина.

23. Жидкость для обработки подземного пласта по п.17, кроме того, содержит по меньшей мере один стабилизатор ВУП.

24. Жидкость для обработки подземного пласта по п.23, в которой стабилизатор ВУП выбран из группы, состоящей из оксидов щелочного металла, гидроксидов щелочного металла, оксидов щелочноземельною металла, гидроксидов щелочноземельного металла, оксидов переходного металла, гидроксидов переходного металла, гликолем, полиолов и их сочетаний.

25. Жидкость для обработки подземного пласта по п.17 или 23, в которой по меньшей мере один агент, регулирующий потери жидкости, выбран из группы, состоящей из оксидов щелочноземельного металла, гидроксидов щелочноземельного металла, оксидов переходного металла, гидроксидов переходного металла и их смесей.

26. Жидкость для обработки подземного пласта по п.17 или 23, в которой количество агента, регулирующего потери жидкости, составляет примерно от 0,2 до примерно 24 кг/м3 в расчете на жидкость, загущенную ВУП.

27. Жидкость для обработки подземного пласта по п.17, в которой в жидкости, загущенной ВУП, присутствует
по меньшей мере одно ВУП в количестве примерно от 0,5 до 12,0 об.% и
усилитель вязкости в количестве примерно от 0,012 до примерно 60 кг/м3, все в расчете на жидкость, загущенную ВУП.

28. Жидкость для обработки подземного пласта по п.17 или 23, в которой присутствует лишь один компонент, снижающий вязкость, который является по меньшей мере одним внутренним разрушающим агентом.

29. Жидкость для обработки подземного пласта по п.17 или 23, в которой присутствует внутренний разрушающий агент в маслорастворимой внутренней водной фазе жидкости, загущенной ВУП.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к покрытому расклинивающему наполнителю и его использованию при гидроразрыве пласта. .

Изобретение относится к флюидам для обработки подземных пластов. .

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 нефтяной промышленности и может быть использовано для очистки призабойной зоны пласта. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей высоковязких нефтей. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к выработке запасов нефти из переходных зон нефтяных залежей. .

Изобретение относится к использованию добавок, способных увеличить извлечение нефти из нефтяных пластов. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении гидродинамического состояния призабойной зоны нагнетательных скважин после проведения технологического воздействия на призабойную зону.

Изобретение относится к флюидам для обработки подземных пластов. .

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 способу восстановления герметичности эксплуатационной колонны, используемой при нефтегазодобыче. .
Наверх