Композиции и способ разрушения текучих сред гидравлического разрыва



Композиции и способ разрушения текучих сред гидравлического разрыва
Композиции и способ разрушения текучих сред гидравлического разрыва
Композиции и способ разрушения текучих сред гидравлического разрыва

 


Владельцы патента RU 2471847:

КЛИАРВОТЕР ИНТЕРНЭШНЛ ЭлЭлСи (US)

Изобретение относится к разрушающим композициям для регулированного разрушения текучих сред разрыва боратного структурирования и способу их получения и использования, при этом композиция включает окислительный компонент и сложноэфирный компонент. Разрушающая композиция текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования, содержащая окислительный компонент, включающий водный раствор, по меньшей мере, одного хлорита щелочного металла в отсутствие или в присутствии окислительной добавки и сложноэфирный компонент, включающий, по меньшей мере, один сложный эфир карбоновой кислоты, имеющей от 2 до 20 атомов углерода, где сложноэфирной группой является карбильная группа, имеющая от 1 до 10 атомов углерода, один или более атомов углерода может быть замещен атомами кислорода, и отношение окислительного компонента к сложноэфирному компоненту составляет от около 4:1 до около 20:1. Композиция текучей среды разрыва, содержащая текучую среду разрыва боратного структурирования, включает структурируемый гель, боратный структурирующий агент и эффективное количество указанной выше разрушающей композиции. Способ воздействия на пласт содержит закачивание в пласт в условиях разрыва указанной выше текучей среды разрыва. Разрушающая композиция снижает вязкость текучей среды разрыва регулируемым образом, снижая вязкость текучей среды в течение заданного промежутка времени. Технический результат - уменьшение образования остатков и снижение их восстановления при снижении температуры и рН. Изобретение развито в зависимых пунктах формы. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 3 пр., 3 ил.

 

Предпосылки создания изобретения

Область техники, к которой относится изобретение

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к разрушающей композиции для регулированного разрушения текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования и к способу ее получения и использования.

В частности, варианты осуществления настоящего изобретения относятся к разрушающей композиции для регулированного разрушения текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования, к способу получения и использованию ее, при этом композиция включает в себя окислительный компонент и сложноэфирный компонент.

Уровень техники

Одной из ключевых проблем использования воды с добавками, снижающими трение, линейных гелей и структурированных текучих сред для воздействия на пласт и гидравлического разрыва является создание композиции и/или способа, которые бы позволили контролируемым образом разрушить данные загущенные полимерами системы в условиях скважины. Идеальными разрушающими агентами являются те, которые находятся в жидком состоянии и могут доставляться в регулированных или регулируемых условиях, достаточных для снижения вязкости скважинной текучей среды до желательно низкой величины в ходе воздействия на пласт, т.е., в течение промежутка времени, не менее и не более, чем время, необходимое для завершения воздействия на пласт.

Существует много эффективных окислительных разрушающих агентов, кислотных разрушающих агентов, терпеновых разрушающих агентов и ферментативных разрушающих агентов или их комбинаций в форме чистого материала, раствора, суспензии, или в инкапсулированной форме, которые в течение большей части времени вызывают разрушение текучей среды за более короткий или длинный промежуток времени, чем необходимый для завершения воздействия на пласт. Данные разрушающие агенты эффективны только в узких интервалах температур, которые необязательно идентичны или одинаковы с условиями в скважине. Данные системы внедрены и широко применяются обслуживающими компаниями, включая в числе прочих Hilliburton, Shlumberger, B1 Services, Weatherford, MI, Baroid, Baker Hughes.

В патенте США № 5413178 предложена композиция и способ разрушения загущенных полимерами текучей среды с использованием хлорита щелочного металла или гипохлорита, который выделяет оксид хлора регулированным образом с разрушением полимерной структуры и, как следствие, снижением вязкости загущенных полимерами текучих сред.

Исторически, разрушение текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования было основано на окислительных агентах, вызывающих разрушение, внедренных Halliburton, Schlumberger и BI Services, либо на внедренных позднее ферментативных и сложноэфирных вызывающих разрушение агентах, внедренных BI Services.

Патент США № 5067566 раскрывает использование сложных эфиров, которые медленно гидролизуются с образованием кислот, поэтому в сочетании с ферментами способствуют ферментативному разрушению галактомана при рН ниже 9,0. Патент США № 5413178 раскрывает использование систем на основе хлорита и гипохлорита в качестве окислительных разрушающих агентов для стабилизированных загущенных текучих сред.

Хотя существуют многочисленные разрушающие композиции для использования в текучих средах гидравлического разрыва боратного структурирования, но сохраняется потребность в данной области в новых разрушающих системах, особенно в разрушающих системах для боратных текучих сред гидравлического разрыва, образующих меньше остатков и снижающих их восстановление при снижении температуры или рН.

Краткое изложение сущности изобретения

Варианты осуществления изобретения относится к разрушающей системе, включающей в себя гидролизуемый под действием тепла сложноэфирный компонент, при этом сложные эфиры гидролизуются в температурном интервале между приблизительно 100°F и приблизительно 260°F с образованием органических кислот на месте, и разрушающая система адаптирована для разрушения текучих сред гидравлического разрыва боратного структурирования регулированным образом с образованием меньшего количества остатков и снижением их восстановления при снижении температуры и/или величины рН. В некоторых вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает смесь сложных эфиров дикарбоновых кислот, содержащих число атомов углерода между 2 и 20.

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к разрушающей системе, включающей в себя сложноэфирный компонент, содержащий смесь гидролизуемых под действием тепла сложных эфиров и окислительный компонент, при этом сложные эфиры гидролизуются в температурном интервале между приблизительно 100°F и приблизительно 260°F с образованием органических кислот на месте, и разрушающая система адаптирована для разрушения текучих сред гидравлического разрыва боратного структурирования регулированным образом с образованием меньшего количества остатков и снижением их восстановления при снижении температуры и/или величины рН. В некоторых вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает в себя смесь сложных эфиров дикарбоновых кислот, имеющих от 2 до 20 атомов углерода.

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способу разрушения текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования, включающего добавление эффективного количества разрушающий системы, включающей в себя гидролизуемый под действием тепла сложноэфирный компонент и окислительный компонент, при этом сложные эфиры гидролизуются в температурном интервале между приблизительно 100°F и приблизительно 260°F с образованием органических кислот на месте регулированным образом, и к текучей среде гидравлического разрыва боратного структурирования. Разрушающая система образует меньшее количество остатков, и уменьшается ее восстановление при снижении температуры и/или величины рН. Эффективное количество представляет количество, достаточное для достижения желательной скорости разрушения текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования. В некоторых вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает смесь сложных эфиров дикарбоновых кислот, содержащих от 2 до 20 атомов углерода.

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способу гидравлического разрыва пласта, включающему нагнетание в пласт, на который оказывается воздействие, текучей среды гидравлического разрыва, включающего эффективное количество разрушающей системы, содержащей гидролизуемый под действием тепла сложноэфирный компонент и окислительный компонент, при этом сложные эфиры гидролизуются в температурном интервале между приблизительно 100°F и приблизительно 260°F с образованием органических кислот на месте боратной системы регулированным образом. Разрушающая система образует меньшее количество остатков, и уменьшается ее восстановление при снижении температуры и/или величины рН. Эффективное количество представляет количество, достаточное для достижения желательной скорости разрушения текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования. В некоторых вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает смесь сложных эфиров дикарбоновых кислот, содержащих от 2 до 20 атомов углерода.

Краткое описание чертежей

Изобретение может быть лучше понято при рассмотрении следующего подробного описания изобретения вместе с прилагаемыми пояснительными чертежами, на которых одинаковые элементы пронумерованы одинаково.

На фигуре 1 представлен график зависимости изменения реологических свойств разрушающей системы настоящего изобретения во времени при температуре выдержки 180°F.

На фигуре 2 представлен график зависимости изменения реологических свойств разрушающей системы настоящего изобретения во времени при температуре выдержки 200°F.

На фигуре 3 представлен график зависимости изменения реологических свойств разрушающей системы настоящего изобретения во времени при температуре выдержки 220°F.

Определения, использованные в описании изобретения

Термин «гидравлический разрыв» относится к процессу и способам разлома геологического пласта, т.е., пласта из горных пород вокруг ствола скважины, путем нагнетания текучей среды при очень высоком давлении, чтобы увеличить производительность добычи из нефтеносного слоя. Способы гидравлического разрыва настоящего изобретения предусматривают использование традиционных методов, известных в данной области.

Термин «расклинивающий наполнитель» относится к гранулированному материалу, суспендированному в текучей среде гидравлического разрыва в процессе операции гидравлического разрыва, который служит для предотвращения смыкания трещин в пласте после снятия давления. Расклинивающие наполнители, предусмотренные настоящим изобретением, включают, но не ограничиваются ими, традиционные расклинивающие наполнители, известные специалистам в данной области, такие как песок, песок калибром 20-40 меш, песок с полимерным покрытием, прокаленный боксит, стеклянные шарики и аналогичные материалы.

Термин «поверхностно-активное вещество» относится к растворимому или частично растворимому соединению, которое снижает поверхностное натяжение жидкостей или снижает межповерхностное натяжение между двумя жидкостями, или жидкостями или твердыми веществами, собирающимися и ориентирующимися на данных поверхностях.

Подробное описание изобретения

Авторы настоящего изобретения установили, что разрушающие композиции или системы для текучих сред гидравлического разрыва боратного структурирования могут быть получены при использовании комбинации сложноэфирного компонента и окислительного компонента, при этом сложноэфирный компонент включает один или несколько медленно гидролизуемых сложных эфиров. Авторы настоящего изобретения установили, что разрушающая композиция или система способствует выделению кислорода, ускоряющего механизм радикального разрушения текучих сред гидравлического разрыва боратного структурирования, и снижению или минимизации восстановления гелевой системы при падении рН ниже 9,0 или при снижении температуры.

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к разрушающим композициям текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования или гелевой системы, при этом композиция включает сложноэфирный компонент и окислительный компонент, адаптированный для снижения вязкости боратной текучей среды до желательной низкой величины в условиях скважины в течение промежутка времени, совпадающего с временем воздействия на пласт, при этом композиция разрушает текучую среду гидравлического разрыва регулированным образом, образуя меньше остатков и снижая восстановление его при снижении температуры и/или рН. В некоторых вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает смесь сложных эфиров дикарбоновых кислот, имеющих число атомов углерода между 2 и 20.

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к разрушающим композициям для текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования или гелевой системы, при этом композиция включает сложноэфирный компонент и окислительный компонент, адаптированный для снижения вязкости боратной текучей среды до желательной низкой величины в условиях скважины в течение промежутка времени, совпадающего с временем воздействия на пласт, обычно между приблизительно 30 мин и 195 мин, при этом композиция разрушает текучую среду гидравлического разрыва регулированным образом, образуя меньше остатков и снижая восстановление его при снижении температуры и/или рН. В некоторых вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает смесь сложных эфиров дикарбоновых кислот, имеющих число атомов углерода между 2 и 20.

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способу разрушения текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования, включающему добавление эффективного количества разрушающей композиции, включающей сложноэфирный компонент и окислительный компонент, в текучую среду гидравлического разрыва боратного структурирования, при этом разрушающая композиция разрушает текучую среду регулированным образом, снижая вязкость текучей среды в течение данного промежутка времени, образуя меньше остатков и снижая восстановление его при снижении температуры и/или рН. В некоторых вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает смесь сложных эфиров дикарбоновых кислот, имеющих от 2 до 20 атомов углерода.

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способу воздействия на пласт, включающему стадию нагнетания в пласт в условиях гидравлического разрыва текучей среды гидравлического разрыва, включающего эффективное количество разрушающей композиции, включающей сложноэфирный компонент и окислительный компонент, в текучую среду гидравлического разрыва боратного структурирования, при этом разрушающая композиция разрушает текучую среду регулированным образом, снижая вязкость текучей среды в течение данного промежутка времени, образуя меньше остатков и снижая восстановление его при снижении температуры и/или рН. В некоторых вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает смесь сложных эфиров дикарбоновых кислот, имеющих число атомов углерода между 2 и 20.

Разрушающие композиции настоящего изобретения включают от 1 галл./тыс.галл. до приблизительно 20 галл./тыс.галл. окислительного компонента и от приблизительно 0,1 галл./тыс.галл. до приблизительно 5 галл./тыс.галл. сложноэфирного компонента. В некотором варианте осуществления изобретения разрушающие композиции настоящего изобретения включают от приблизительно 2 галл./тыс.галл. до приблизительно 18 галл./тыс.галл. окислительного компонента и от приблизительно 0,5 галл./тыс.галл. до приблизительно 5 галл./тыс.галл. сложноэфирного компонента. В некотором варианте осуществления изобретения разрушающие композиции настоящего изобретения включают от приблизительно 4 галл./тыс.галл. до приблизительно 18 галл./тыс.галл. окислительного компонента и от приблизительно 0,5 галл./тыс.галл. до приблизительно 5 галл./тыс.галл. сложноэфирного компонента. В некотором варианте осуществления изобретения разрушающие композиции настоящего изобретения включают от приблизительно 6 галл./тыс.галл. до приблизительно 18 галл./тыс.галл. окислительного компонента и от приблизительно 0,5 галл./тыс.галл. до приблизительно 5 галл./тыс.галл. сложноэфирного компонента. В некотором варианте осуществления изобретения разрушающие композиции настоящего изобретения включают от приблизительно 8 галл./тыс.галл. до приблизительно 16 галл./тыс.галл. окислительного компонента и от приблизительно 0,5 галл./тыс.галл. до приблизительно 4 галл./тыс.галл. сложноэфирного компонента. В некотором варианте осуществления изобретения разрушающие композиции настоящего изобретения включают от приблизительно 10 галл./тыс.галл. до приблизительно 14 галл./тыс.галл. окислительного компонента и от приблизительно 0,5 галл./тыс.галл. до приблизительно 3 галл./тыс.галл. сложноэфирного компонента. В некотором варианте осуществления изобретения разрушающие композиции настоящего изобретения включают от приблизительно 10 галл./тыс.галл. до приблизительно 14 галл./тыс.галл. окислительного компонента и от приблизительно 0,5 галл./тыс.галл. до приблизительно 2 галл./тыс.галл. сложноэфирного компонента.

Разрушающие композиции настоящего изобретения включают окислительный компонент и сложноэфирный компонент, присутствующие в отношении по галл./тыс.галл. приблизительно 4:1 до приблизительно 20:1. Для использования при температуре приблизительно 180°F отношение составляет от приблизительно 5:1 до приблизительно 8:1. Для использования при температуре приблизительно 200°F отношение составляет от приблизительно 8:1 до приблизительно 11:1. Для использовании при температуре приблизительно 220°F отношение составляет от приблизительно 11:1 до приблизительно 13:1. Данные отношения подобраны так, чтобы профиль разрушения разрушающих систем являлся по существу одинаковым при данных температурах. По мере роста температуры относительное количество сложноэфирных компонентов снижается, чтобы сохранить аналогичный профиль разрушения.

В некоторых вариантах осуществления изобретения количество сложноэфирного компонента, добавленного к окислительному компоненту, является достаточным для достижения профиля разрушения, включая время до разрушения и максимальной вязкости текучей среды гидравлического разрыва, по существу такого же, независимо от температуры, где по существу означает, что время до разрушения и максимальной вязкости текучей среды гидравлического разрыва находится в пределах приблизительно 20% для каждой температуры. В других вариантах осуществления изобретения время до разрушения и максимальной вязкости текучей среды гидравлического разрыва находится в пределах приблизительно 15% для каждой температуры. В других вариантах осуществления изобретения время до разрушения и максимальной вязкости текучей среды гидравлического разрыва находится в пределах приблизительно 10% для каждой температуры.

Подходящие реагенты

Подходящие окислительные компоненты для использования в изобретении включают, без ограничения, водные растворы хлорита щелочного металла. Окислительные компоненты обычно содержатся в воде в количестве от приблизительно 1 мас.% до приблизительно 20 мас.%. В некоторых вариантах осуществления изобретения окислительный компонент содержится в количестве от приблизительно 5 мас.% до приблизительно 15 мас.%. Примеры хлоритов щелочных металлов включают хлориты лития, натрия, калия, рубидия и/или цезия. В некоторых вариантах осуществления изобретения окислительный компонент включает водный раствор хлорита натрия. Окислительные компоненты также могут включать добавку, выбранную из группы, состоящей из добавки, выбранной из группы, состоящей из хлората щелочного металла, хлорида щелочного металла и их смесей или комбинаций, где щелочной металл включает литий, натрий, калий, рубидий и/или цезий. В некоторых вариантах осуществления изобретения добавка выбрана из группы, состоящей из хлората натрия, хлората калия, хлорида натрия, хлорида калия и их смесей или комбинаций. Добавки обычно содержатся в количестве от приблизительно 0,5 мас.% до 10 мас.%.

Подходящие сложные эфиры для использования в сложноэфирном компоненте настоящего изобретения включают, без ограничений, сложный эфир карбоновой кислоты или смеси сложных эфиров карбоновых кислот, где карбоновые кислоты могут иметь число атомов углерода между 2 и 20, а сложноэфирными группами являются карбильные группы, имеющие число атомов углерода между 1 и 10, при этом один или несколько атомов углерода могут быть замещены атомом кислорода. В некоторых вариантах осуществления изобретения карбоновые кислоты включают линейные или разветвленные дикарбоновые кислоты. В некоторых вариантах осуществления изобретения дикарбоновые кислоты являются линейными дикарбоновыми кислотами, имеющими число атомов углерода между 3 и 20. В других вариантах осуществления изобретения дикарбоновые кислоты являются линейными дикарбоновыми кислотами, имеющими число атомов углерода между 4 и 10. Сложными эфирами являются сложные карбиловые эфиры, имеющие число атомов углерода между 1 и 10. В некоторых вариантах осуществления изобретения сложные эфиры имеют число атомов углерода между 1 и 5. В некоторых вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает сложный дикарбиловый эфир дикарбоновой кислоты или смесь дикарбиловых сложных эфиров дикарбоновых кислот. В других вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает сложный диалкиловый эфир дикарбоновой кислоты или смесь диалкиловых сложных эфиров дикарбоновых кислот, где дикарбоновые кислоты включают от 3 до 8 атомов углерода, а алкильные группы включают от 1 до 5 атомов углерода. В других вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает смесь диалкиловых сложных эфиров дикарбоновых кислот, где дикарбоновые кислоты включают от 4 до 6 атомов углерода, а алкильные группы включают от 1 до 2 атомов углерода. Примеры диалкилдикарбоновых кислот включают, без ограничения, диметилмалоновую (С3 линейную дикарбоновую) кислоту, диэтилмалоновую кислоту, этилметилмалоновую кислоту, диэтилмалоновую кислоту, диметилянтарную (С4 линейную дикарбоновую) кислоту, диэтилянтарную кислоту, этилметилянтарную кислоту, диэтилянтарную кислоту, диметилглутаровую (С5 линейную карбоновую кислоту), диэтилглутаровую кислоту, этилметилглутаровую кислоту, диэтилглутаровую кислоту, диметиладипиновую (С6 линейную дикарбоновую) кислоту, диэтиладипиновую кислоту, этилметиладипиновую кислоту, диэтиладипиновую кислоту, диметилпимелиновую (С7 линейную дикарбоновую) кислоту, диэтилпимелиновую кислоту, этилметилпимелдиновую кислоту, диэтилпимелиновую кислоту, диметилсубериновую (С8 линейную дикарбоновую) кислоту, диэтилсубериновую кислоту, этилметилсубериновую кислоту, диэтилсубериновую кислоту, диметилазлаиновую (С9 линейную дикарбоновую) кислоту, диэтилазелаиновую кислоту, этилметилазелаиновую кислоту, диэтилазелаиновую кислоту, диметилсебациновую (С10 линейную дикарбоновую) кислоту, диэтилсебациновую кислоту, этилметилсебациновую кислоту, диэтилсебациновую кислоту и их смеси. В других вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает смесь С4-С6 сложных эфиров линейной дикарбоновой кислоты. В других вариантах осуществления изобретения сложноэфирный компонент включает от приблизительно 17 мас.% до 27 мас.% диметилсукцината, от приблизительно 57 мас.% до приблизительно 73 мас.% диметилглутарата и от приблизительно 10 мас.% до 20 мас.% диметиладипата.

Подходящие гидратируемые водорастворимые полимеры для использования в текучих средах гидравлического разрыва по изобретению включают, без ограничения, полисахариды, полиакриламиды и полиакриламидные сополимеры. Подходящие полисахариды включают галактоманновую камедь и производные целлюлозы. В некоторых вариантах осуществления изобретения полисахариды включают гуаровую камедь, смолу стручков рожкового дерева, карбоксиметилгуар, гидроксиэтилгуар, гидроксипропилгуар, карбоксиметилдиоксипропилгуар, карбоксиметилгидроксиэтилгуар, гидроксимектилцеллюлозу, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу и гидроксиэтилцеллюлозу.

Гидратируемым полимером, используемым в настоящем изобретении, может быть любой из гидратируемых полисахаридов, содержащих компоненты галактозы или маннозы и известных специалистам сервисных отраслей промышленности. Данные полисахариды способны к гелеобразованию в присутствии структурирующего агента с образованием текучей среды на основе геля. Например, подходящими гидратируемыми полисахаридами являются галактоманновые камеди, гуары и дериватизированные гуары. Конкретными примерами являются гуаровая камедь и производные гуаровой камеди. Подходящими гелеобразующими агентами являются гуаровая камедь, гидроксипропилгуар и карбоксиметилгидроксипропилгуар. В некоторых вариантах осуществления изобретения гидратируемыми полимерами для настоящего изобретения являются гуаровая камедь и карбоксиметилгидроксипропилгуар и гидроксипропилгуар. Другие примеры составов текучей среды гидравлического разрыва раскрыты в патентах США № 5201370 и 6138760, которые введены в настоящий документ в порядке ссылки.

Гидратируемый полимер добавляется в водную текучую среду в концентрациях, лежащих в интервале от приблизительно 0,12% до 0,96% по массе водной текучей среды. В некоторых вариантах осуществления изобретения интервал для настоящего изобретения составляет от приблизительно 0,3% до приблизительно 0,48% по массе.

Помимо гидратируемого полимера текучей среды гидравлического разрыва по изобретению включают боратную сшивающую систему. В случае боратных структурирующих агентов сшивающим агентом является любой материал, который выделяет в раствор борат-ионы. Таким образом, структурирующим агентом может быть любой удобный источник борат-ионов, например бораты щелочных и щелочноземельных металлов и борная кислота. В некоторых вариантах осуществления изобретения структурирующей добавкой является декакристаллогидрат бората натрия. В некоторых вариантах осуществления изобретения данная структурирующая добавка составляет величину в интервале от приблизительно 0,024% до величины, превышающей 0,18% по массе водной текучей среды. В некоторых вариантах осуществления изобретения концентрация структурирующего агента лежит в интервале от приблизительно 0,024% до приблизительно 0,09% по массе водной текучей среды.

Расклинивающие агенты обычно добавляют в базовую текучую среду до добавления структурирующего агента. Расклинивающие агенты включают, например, кварц и гравий, стеклянные и керамические шарики, скорлупу грецкого ореха, алюминиевые гранулы, найлоновые гранулы и т.п. Расклинивающие агенты обычно используют в концентрациях между приблизительно 1 и 18 фунтов на галлон композиции текучей среды гидравлического разрыва, но если необходимо, могут быть использованы более высокие или низкие концентрации. Базовая текучая среда также может содержать другие традиционные добавки, известные в промышленности по обслуживанию скважин, такие как поверхностно-активные вещества и т.п.

В типичных операциях гидравлического разрыва текучую среду гидравлического разрыва нагнетают со скоростью, достаточной для инициирования и расширения у трещины в пласте и размещения в трещине расклинивающих агентов. Типичная обработка по гидравлическому разрыву проводится при гидратировании от 0,24% до 0,72% (масса/объем [м/о]) полимера на основе галактоманна, такого как гуар, в 2% (м/о) растворе КОН. Помимо инкапсулированных микробов, снижающих вязкость, текучая среда гидравлического разрыва может включать добавки, такие как структурирующий агент, расклинивающий наполнитель и другие добавки.

Текучие среды гидравлического разрыва

В целом, обработка гидравлического разрыва включает нагнетание не содержащего расклинивающего наполнителя вязкой текучей среды или набивки, обычно воды с некоторыми жидкими присадками, с возникновением высокой вязкости в скважину быстрее, чем текучая среда может проникнуть в пласт, так что давление растет, и порода пласта растрескивается, создавая искусственный разлом и/или расширяя существующую трещину. После разрыва пласта вводят расклинивающий агент, обычно твердый материал, такой как песок, в текучую среду с получением суспензии, которая закачивается во вновь возникшие трещины в пласте для предупреждения их от смыкания при снятии давления. Транспортирующая способность расклинивающего наполнителя базовой текучей среды зависит от типа загущающих присадок, добавленных к водному основанию.

Текучие среды гидравлического разрыва на водной основе с водорастворимыми полимерами, добавленными с целью получения загущенного раствора, широко используются в области дробления пластов. С конца 1950-х более половины обработок по дроблению пластов проводится с использованием текучих сред, включающих гуаровые камеди, высокомолекулярные полисахариды, состоящие из сахаров маннозы и галактозы, или производные гуара, такие как гидропропилгуар (ГПГ), карбоксиметилгуар (КМГ), карбоксиметилгидропропилгуар (КМГПГ). Структурирующие агенты на основе соединений бора или борона и одного или нескольких комплексов титана, циркония или алюминия обычно используются для увеличения эффективной молекулярной массы полимера и создания повышенной пригодности их использования в высокотемпературных скважинах.

В меньшей степени используются также производные целлюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ) или гидроксипропилцеллюлоза (ГПГ) и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза (КМГПЦ), с или без структурирующих агентов. Показано, что ксантан и склероглюкан, два биополимера, обладают отличной расклинивающей - суспендирующей способностью, хотя они более дорогие, чем производные гуара, и поэтому используются не так часто. Полиакриламидные и полиакрилатные полимеры и сополимеры обычно используются для высокотемпературных областей применения или в качестве агентов, понижающих трение, при низких концентрациях для всех температурных интервалов.

Не содержащие полимеров водные текучие среды для разлома пластов могут быть получены при использовании вязкоупругих поверхностно-активных веществ. Данные текучие среды обычно получают смешением в соответствующих количествах подходящих поверхностно-активных веществ, таких как анионные, катионные, неионогенные и амфотерные поверхностно-активные вещества. Вязкость вязкоупругих поверхностно-активных веществ обусловлена пространственной структурой, образованной компонентами в текучих средах. Когда концентрация поверхностно-активных веществ в вязкоупругой текучей среде значительно превышает критическую концентрацию, и в большинстве случаев, в присутствии электролита, молекулы поверхностно-активного вещества агрегируют с образованием таких структур, как мицеллы, которые могут взаимодействовать с образованием сетки, проявляющей вязкие и упругие свойства.

Расклинивающим наполнителем может быть песок, керамические расклинивающие наполнители промежуточной прочности (доступные от Carbo Ceramics, Norton Proppants и т.д.), прокаленные бокситы и другие материалы, известные в промышленности. Любой из данных основных расклинивающих агентов может быть дополнительно покрыт смолой (доступной от Santrol, Division of Fairmount Industries, Borden Chemical, и т.д.) для возможного улучшения способности образовывать кластеры расклинивающего наполнителя. Кроме того, расклинивающий наполнитель может быть покрыт смолой, или одновременно может быть закачан, например, регулирующий агент текучести расклинивающего наполнителя, такой как волокно. Выбором расклинивающих наполнителей, имеющих отличие по одному из данных свойств, такому как плотность, размер и концентрации, будут достигаться различные скорости осаждения.

«Гидравлический разрыв с применением загущенной воды в качестве жидкости разрыва» предусматривают использование дешевых низковязких текучих сред, чтобы воздействовать на нефтеносные слои с очень низкой проницаемостью. Сообщается об успешных результатах (с измерением производительности скважины и экономических показателей), основанных на механизмах создания неровностей (растрескивание горных пород), сдвигового смещения горной породы и локализации высокой концентрации расклинивающего наполнителя с созданием соответствующей проницаемости. Последний из трех механизмов является в наибольшей степени ответственным за проницаемость, достигаемую при «гидравлическом разрыве с применением загущенной воды в качестве жидкости разрыва». Механизм может быть рассмотрен как аналог расклинивающего расщепления древесины.

Текучая среда гидравлического разрыва может быть получена смешением гидратируемого полимера с водной базовой текучей средой. Базовой водной текучей средой может быть, например, вода или солевой раствор. Для данного процесса может быть использовано любое подходящее смесительное устройство. В случае периодического смешения гидратируемый полимер и водная текучая среда смешивают в течение промежутка времени, достаточного для образования гидратированного золя.

Методы гидравлического разрыва широко используются для интенсификации добычи нефти и газа из подземных пластов. В ходе гидравлического разрыва текучую среду нагнетают в ствол скважины под высоким давлением. Как только давление в природном нефтеносном слое превышается, текучая среда гидроразрыва инициирует растрескивание в пласте, которое обычно продолжает расти в ходе закачивания скважины. По мере расширения трещины до подходящей ширины в ходе воздействия в текучую среду затем также добавляют расклинивающий агент. Схема воздействия обычно требует достижения текучей средой максимальной вязкости при его вхождении в трещину, что влияет на длину и ширину трещины. Вязкость большинства текучих сред гидравлического разрыва обусловлена водорастворимыми полисахаридами, такими как галактоманны или производные целлюлозы. Использование структурирующих агентов, таких как борат-ион, титанат-ион или ион циркония, может дополнительно повысить вязкость. Загущенная текучая среда может сопровождаться введением расклинивающего агента (т.е. расклинивающего наполнителя), что приводит к размещению расклинивающего наполнителя внутри полученной таким образом трещины. Расклинивающий наполнитель остается в образовавшейся трещине, предотвращает полное смыкание трещины и способствует образованию проницаемого канала, проходящего от ствола скважины в пласт, на который оказывается воздействие, как только текучая среда гидравлического разрыва извлечена.

Чтобы воздействие на пласт было успешным, в некоторых вариантах осуществления изобретения вязкость текучей среды неизбежно снижают до уровней, приближающихся к уровням вязкости воды после размещения расклинивающего наполнителя. Это позволяет извлечь часть текучей среды воздействия без получения избыточных количеств расклинивающего наполнителя после открытия скважины и возвращения ее в режим эксплуатации. Извлечение текучей среды гидравлического разрыва сопровождается снижением вязкости текучей среды до более низкой величины, так что она протекает естественным образом от пласта под влиянием пластовых текучих сред. Данное снижение вязкости или конверсия называется «разрушение» и может сопровождаться введением в исходный гель химических агентов, называемых «вызывающих разрушение агентами».

Некоторые гели текучих сред разрыва, как те, что основаны на полимерах гуара, претерпевают естественное разрушение без воздействия агента, вызывающего разрушение. Однако время разрушения для таких гелеобразных текучих сред обычно велико и непрактично и составляет в интервале от более 24 часов до недель, месяцев и лет, в зависимости от условий в нефтеносном слое. Соответственно, чтобы снизить время разрушения гелей, использованных при разрыве пласта, в гель обычно вводят химические агенты, которые становятся частью самого геля. Обычно данные агенты являются либо окислителями, либо ферментами, под действием которых разрушается структура полимерного геля. Основная часть деструкции или «разрушения» вызвано окислительными агентами, такими как персульфатные соли (используемые либо как таковые или инкапсулированные), хромовые соли, органические пероксиды или пероксидные соли щелочноземельных металлов или цинка, или ферментами.

Помимо важности обеспечения механизма разрушения для гелеобразной текучей среды с ускорением извлечения текучей среды и с возобновлением добычи, важное значение имеет также продолжительность разрушения. Гели, которые разрушаются постоянно, могут вызвать осаждение из геля суспендированного материала расклинивающего наполнителя до введения на достаточную глубину в образовавшуюся трещину. Преждевременное разрушение может также привести к преждевременному снижению вязкости текучей среды, приводящей к меньшей, чем желательная, ширине трещины в пласте, вызывая избыточное давление нагнетания и преждевременное завершение воздействия.

С другой стороны, гелеобразная текучая среда, которая разрушается слишком медленно, может вызвать медленное извлечение текучей среды разрыва из образовавшейся трещины, сопровождаемое задержкой в возобновлении добычи пластовых текучих сред и резким ухудшением предполагаемого объема добычи углеводорода. Могут возникнуть дополнительные проблемы, такие как тенденция расклинивающего наполнителя вытесняться из разлома, что сопровождается по меньшей мере частичной закупоркой и снижением эффективности операции разрыва пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения гель разрыва должен начинать разрушаться, когда завершаются операции закачивания. Для практических целей в некоторых вариантах осуществления изобретения гель должен быть полностью разрушен в пределах приблизительно 24 часов после завершения процесса разрыва пласта. Гели, используемые в этой связи, включают те, которые раскрыты в патентах США № 3960736; 5224546; 6756345 и 6793018, введенные в настоящий документ в порядке ссылки.

Подходящие растворители для использования в настоящем изобретении включают, без ограничения объема притязаний, воду. Растворителем может быть водный раствор хлорида калия.

Подходящие гидратируемые полимеры, которые могут быть использованы в вариантах осуществления изобретения, включают любой из гидратируемых полисахаридов, который способен образовывать гель в присутствии структурирующего агента. Например, подходящие гидратируемые полисахариды включают, но не ограничиваются ими, галактоманновые смолы, глюкоманновые смолы, гуары, дериватизированные гуары и производные целлюлозы. Конкретными примерами являются гуаровая смола, производные гуаровой смолы, смола из плодов рожкового дерева, смола караи, карбоксиметилцеллюлоза, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза и гидроксиэтилцеллюлоза. В некоторых вариантах осуществления изобретения гелеобразующие агенты включают, но не ограничиваются ими, гуаровые смолы, гидроксипропилгуар, карбоксиметилгидроксипропилгуар, карбоксиметилгуар и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу. Подходящие гидратируемые полимеры могут также включать синтетические полимеры, такие как поливиниловый спирт, полиакриламиды, поли-2-амино-2-метилпропансульфоновая кислота и различные другие синтетические полимеры и сополимеры. Другие подходящие полимеры известны специалистам в данной области.

Гидратируемый полимер может содержаться в текучей среде в концентрационном интервале от приблизительно 0,10% до приблизительно 5,0% по массе водной текучей среды. В некоторых вариантах осуществления изобретения интервал для гидратируемого полимера составляет от приблизительно 0,20% до приблизительно 0,80% по массе.

Подходящим структурирующим агентом может быть любое соединение, которое увеличивает вязкость текучей среды за счет химического структурирования, физического структурирования или любого другого механизма. Например, гелеобразование гидратируемого полимера может быть достигнуто структурированием полимера ионами металлов, включающими соединения бора в комбинации с соединениями, содержащими цирконий и титан. Количество используемого структурирующего агента также зависит от условий в скважине и типа проводимого воздействия, но обычно лежит в интервале от приблизительно 10 млн.ч. до приблизительно 1000 млн.ч. иона металла структурирующего агента в гидратируемой полимерной текучей среде. В некоторых областях применения реакция структурирующего агента может быть замедлена, так что образования вязкого геля не происходит до желательного момента времени.

Борсодержащая составляющая может быть выбрана из группы, состоящей из борной кислоты, тетрабората натрия и их смесей. Они рассмотрены в патенте США № 4514309, руды на основе боратов, такие как улексит и колеманит. В некоторых вариантах осуществления изобретения композиция текучей среды для воздействия на скважину может дополнительно включать расклинивающий наполнитель.

«Преждевременное разрушение», как использовано в настоящем описании, относится к явлению, при котором вязкость геля падает до нежелательного уровня до того как вся текучая среда введена в пласт, который подвергается разрыву. Таким образом, в некоторых вариантах осуществления изобретения вязкость геля должна оставаться в интервале от приблизительно 50% до приблизительно 75% от начальной вязкости геля в течение, по меньшей мере, двух часов воздействия ожидаемой рабочей температуры. В некоторых вариантах осуществления изобретения текучая среда должна иметь вязкость выше 100 сантипуаз при 100 сек-1 при закачивании в нефтеносный слой, измеренную на вискозиметре Фанна (Fann) 50C в лаборатории.

«Полное разрушение», как использовано в настоящем описании, относится к явлению, при котором вязкость геля снижается до такого уровня, что гель может быть вымыт из пласта протекающими пластовыми текучими средами, или что он может быть извлечен операцией откачивания. В лабораторных условиях полностью разрушенным неструктурированным гелем является гель, чья вязкость составляет приблизительно 10 сП или меньше, измеренная на вискозиметре Фанна Model 35, имеющем ротор R1B1 и узел подвески, вращающийся со скоростью 300 об/мин.

Величина рН водной текучей среды, которая содержит гидратируемый полимер, может быть отрегулирована при необходимости так, чтобы придать ему совместимость со структурирующим агентом. В некоторых вариантах осуществления изобретения материал регулирования рН добавляют в водную текучую среду после добавления полимера к водной текучей среде. Типичными материалами для регулирования рН являются традиционно используемые кислоты, кислотные буферы и смеси кислот и оснований. Например, бикарбонат натрия, карбонат калия, гидроксид натрия, гидроксид калия и карбонат натрия являются типичными агентами регулирования рН. Приемлемые величины рН для текучей среды могут лежать в интервале от нейтральных до щелочных, т.е. между приблизительно 5 и приблизительно 14. В некоторых вариантах осуществления изобретения рН поддерживают в нейтральном или щелочном диапазоне, т.е. между приблизительно 7 и приблизительно 14. В другом варианте осуществления изобретения рН лежит между приблизительно 8 и приблизительно 12.

Термин «вызывающий разрушение агент» или «разрушающий агент» относится к любому химическому соединению, которое способно снижать вязкость гелеобразной текучей среды. Как рассмотрено выше, после образования текучей среды разрыва и нагнетания ее в подземный пласт обычно желательно превратить высоковязкий гель в текучую среду более низкой вязкости. Это позволяет текучей среде легко и эффективно выходить из пласта и позволяет желательному материалу, такому как нефть или газ, затекать в ствол скважины. Данное снижение вязкости воздействующей текучей среды обычно называют «разрушением». Соответственно, химические соединения, используемые для снижения вязкости текучей среды, называются вызывающими разрушение агентами или разрушающими агентами.

Существуют различные методы для разрушения текучей среды разрыва или воздействующей текучей среды. Обычно текучие среды разрушаются после какого-то промежутка времени и/или длительного воздействия высоких температур. Однако желательно иметь возможность прогнозировать и регулировать разрушение в относительно узких пределах. Слабые окислители используются в качестве разрушающих агентов, когда текучую среду используют при относительно высокой температуре пласта. Хотя температуры пласта 300°F (149°C) или выше будут, как правило, вызывать относительно быстрое разрушение текучей среды без использования окислителя.

Обычно температура и рН текучей среды разрыва определяют скорость гидролиза сложного эфира. Для операций в забое скважины трудно регулировать или изменять статическую температуру в забое скважины. рН текучей среды разрыва обычно доводят до уровня, обеспечивающего необходимые эксплуатационные свойства текучей среды в ходе операции образования трещин. Поэтому скорость гидролиза сложного эфира не может быть легко изменена путем изменения BHST или рН текучей среды разрыва. Однако скорость гидролиза может контролироваться количеством сложного эфира, использованного в текучей среде разрыва. Для высокотемпературных областей применения гидролиз сложного эфира может быть замедлен или задержан путем растворения сложного эфира в углеводородном растворителе. Более того, время задержки можно регулировать путем подбора сложных эфиров, которые обеспечивают большую или меньшую растворимость в воде. Например, для низкотемпературных областей применения рекомендуются поликарбоновые сложные эфиры, полученные из низкомолекулярных спиртов, таких как метанол или этанол. Интервал температур применения данных сложных эфиров может составлять от приблизительно 100°F до приблизительно 260°F (от приблизительно 37,7°С до приблизительно 126,6°С). В других вариантах осуществления изобретения для высокотемпературных областей применения или более длительных времен закачивания должны быть использованы сложные эфиры, полученные из высокомолекулярных спиртов. Высокомолекулярные спирты включают, но не ограничиваются ими, C3-C6 спирты, например н-пропанол, гексанол и циклогексанол.

Расклинивающие агенты или расклинивающие наполнители обычно добавляют к текучей среде разрыва перед добавлением структурирующего агента. Однако расклинивающие наполнители могут быть введены таким образом, который обеспечивает достижение желательного результата. В вариантах осуществления настоящего изобретения может быть использован любой расклинивающий наполнитель. Примеры подходящих расклинивающих наполнителей включают, но не ограничиваются ими, кварцевый песок, стеклянные и керамические шарики, скорлупу грецкого ореха, алюминиевые таблетки, гранулы найлона и т.п. Расклинивающие наполнители обычно используются в концентрациях между приблизительно 1 и 8 фунтов на галлон текучей среды разрыва, хотя при желании могут быть использованы также и более высокие или низкие концентрации. Текучая среда разрыва также может содержать другие присадки, такие как поверхностно-активные вещества, ингибиторы коррозии, совместные растворители, стабилизаторы, парафиновые ингибиторы, метки для мониторинга обратного потока текучей среды и т.д.

Композиция текучей среды воздействия на скважину согласно вариантам осуществления настоящего изобретения имеет много областей применения. Например, она может быть использована при гидравлическом разрыве, в операциях гравийного наполнения, в образовании водного барьера, для установки временных пробок в целях изоляции ствола скважины и/или регулирования поглощения бурового раствора и в других операциях заканчивания скважины. Одной из областей применения композиции текучей среды является использование ее в качестве текучей среды гидравлического разрыва. Соответственно, варианты осуществления настоящего изобретения также относятся к способу воздействия на подземный пласт. Способ включает приготовление текучей среды гидравлического разрыва, включающего водную текучую среду, гидратируемый полимер, структурирующий агент, неорганический вызывающий разрушение агент и сложноэфирное соединение, и нагнетание текучей среды гидравлического разрыва в ствол скважины с осуществлением контакта, по меньшей мере, части пласта с текучей средой гидравлического разрыва под достаточным давлением для образования трещин в горной породе. Первоначально вязкость текучей среды гидравлического разрыва должна поддерживаться выше, по меньшей мере, 300 сП при 100 сек-1 в ходе закачивания, а затем должна быть снижена менее чем до 100 сП при 100 сек-1. После того как вязкость текучей среды гидравлического разрыва снизится до приемлемого уровня, по меньшей мере, часть текучей среды гидравлического разрыва удаляют из пласта. В ходе процесса гидравлического разрыва расклинивающий наполнитель может быть закачан в пласт одновременно с текучей средой гидравлического разрыва. В некоторых вариантах осуществления изобретения текучая среда гидравлического разрыва имеет рН порядка или выше приблизительно 7. В некоторых вариантах осуществления изобретения текучая среда гидравлического разрыва имеет рН в интервале от приблизительно 8 до приблизительно 12.

Следует понимать, что вышерассмотренный способ является лишь одним из путей воплощения изобретения. Следующие патенты США раскрывают различные методы проведения гидравлического разрыва, которые могут быть применены в вариантах осуществления изобретения с модификациями или без них. Патенты США № 6169058; 6135205; 6123394; 6016871; 5755286; 5722490; 5711396; 5551516; 5497831; 5488083; 5482116; 5472049; 5411091; 5402846; 5392195; 5363919; 5228510; 5074359; 5024276; 5005645; 4938286; 4926940; 4892147; 4869322; 4852650; 4848468; 4846277; 4830106; 4817717; 4779680; 4479041; 4739834; 4724905; 4718490; 4714115; 4705113; 4660643; 4657081; 4623021; 4549608; 4541935; 4378845; 4067389; 4007792; 3965982 и 3933205.

Жидким носителем обычно может быть любой жидкий носитель, подходящий для использования в нефте- и газодобывающих скважинах. В некоторых вариантах осуществления изобретения жидким носителем является вода. Жидкий носитель может включать воду, может состоять по существу из воды или может состоять из воды. Вода обычно будет основным компонентом по массе текучей среды. Вода может быть питьевой или не питьевой. Вода может быть жесткой или может содержать другие материалы, типичные для источников воды, находящихся в или вблизи нефтяных месторождений. Например, можно использовать свежую воду, солевой раствор или даже воду, к которой добавлена какая-либо соль, например, соль щелочного металла или щелочноземельного металла (NaCO3), NaCl, KCl и т.п.). В некоторых вариантах осуществления изобретения жидкий носитель используется в количестве, по меньшей мере, приблизительно 80% по массе. Конкретные примеры количества жидкого носителя включают 80%, 85%, 90% и 95% по массе.

Экспериментальная часть настоящего изобретения

Пример 1

Данный пример иллюстрирует реологию вызывающей разрушение композиции настоящего изобретения, использованной с текучей средой гидравлического разрыва боратного структурирования при 180°F.

Текучая среда гидравлического разрыва включает вызывающую разрушение композицию, включающую 12 галл./тыс.галл. WBK-1451, окислительного агента, вызывающий его разрушение, включающего 10% м/м раствор хлорида натрия, доступный от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX, и 2 галл./тыс.галл. WBK-1461, смеси диметилглутариата, диметилсукцината и диметиладипата, доступной от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX, и загущающую композицию, включающую 1 галл./тыс.галл. WXL-1011, структурирующего агента, включающего смесь колематита и улексита, доступного от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX, и 0,9 галл./тыс.галл. WXL-1051, структурирующего агента, включающего раствор боракса, доступного от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX, и 2 галл./тыс.галл. WGS-160L, стабилизатора геля, доступного от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX.

Пример 2

Данный пример иллюстрирует реологию вызывающей разрушение композиции настоящего изобретения, использованной с текучей средой гидравлического разрыва боратного структурирования при 200°F.

Текучая среда гидравлического разрыва включает вызывающую разрушение композицию, включающую 12 галл./тыс.галл. WBK-1451, окислительного агента, вызывающего разрушение, включающего 10% м/м раствор хлорида натрия, доступного от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX, и 14 галл./тыс.галл. WBK-1461, смеси диметилглутарата, диметилсукцината и диметиладипата, доступной от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX, и загущающую композицию, включающую 1 галл./тыс.галл. WXL-1011, структурирующего агента, включающего смесь колематита и улексита, доступную от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX, и 0,9 галл./тыс.галл. WXL-1051, структурирующего агента, включающего раствор боракса, доступного от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX, и 3 галл./тыс.галл. WGS-160L, стабилизатора геля, доступного от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX.

Пример 3

Данный пример иллюстрирует реологию разрушающий композиции настоящего изобретения, использованной с текучей средой гидравлического разрыва боратного структурирования при 220°F.

Текучая среда гидравлического разрыва включает вызывающую разрушение композицию, включающую 12 галл./тыс.галл. WBK-1451, окислительного агента, вызывающего разрушение, включающего 10% м/м раствор хлорида натрия, доступного от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX, и 1 галл./тыс.галл. WBK-1461, смеси диметилглутарата, диметилсукцината и диметиладипата, доступной от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX и загущающую композицию, включающую 1 галл./тыс.галл. WXL-1011, структурирующего агента, включающего смесь колематита и улексита, доступную от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX, и 0,9 галл./тыс.галл. WXL-1051, структурирующего агента, включающего раствор боракса, доступного от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX, и 3 галл./тыс.галл. WGS-160L, стабилизатора геля, включающего 85 масс.% раствора тиосульфата, доступного от Clearwater International, LLC of Elmendorf, TX.

Все ссылки, цитированные в настоящем описании, введены в него в порядке ссылки. Хотя изобретение раскрыто с ссылкой на варианты его осуществления, при знакомстве с настоящим описанием любой специалист может понять изменения и модификации, которые могут быть сделаны и которые не отклоняются от объема притязаний и существа изобретения, как рассмотрено выше и в прилагаемой формуле изобретения ниже по тексту.

1. Разрушающая композиция текучей среды гидравлического разрыва боратного структурирования, содержащая окислительный компонент, включающий в себя водный раствор, по меньшей мере, одного хлорита щелочного металла в отсутствие или в присутствии окислительной добавки и сложноэфирный компонент, включающий в себя, по меньшей мере, один сложный эфир карбоновой кислоты, при этом карбоновая кислота имеет от 2 до 20 атомов углерода, а сложноэфирной группой является карбильная группа, имеющая от 1 до 10 атомов углерода, при этом, по меньшей мере, один атом углерода может быть замещен атомом кислорода, и отношение окислительного компонента к сложноэфирному компоненту составляет от около 4:1 до около 20:1.

2. Композиция по п.1, в которой указанный водный раствор включает в себя, по меньшей мере, один хлорит щелочного металла в количестве от около 0,5 мас.% до около 20 мас.%.

3. Композиция по п.1, в которой указанный водный раствор включает в себя, по меньшей мере, один хлорит щелочного металла в количестве от около 5 мас.% до около 10 мас.%.

4. Композиция по п.1, в которой хлорит щелочного металла включает в себя хлорит лития, хлорит натрия, хлорит калия, хлорит рубидия, хлорит цезия.

5. Композиция по п.2, в которой окислительный компонент включает в себя водный раствор, содержащий хлорит натрия в количестве от около 5 мас.% и до около 10 мас.%.

6. Композиция по п.1, в которой окислительная добавка выбрана из группы, состоящей из хлората щелочного металла, хлорида щелочного металла и их смесей или комбинаций, при этом щелочной металл включает в себя литий, натрий, калий, рубидий и/или цезий.

7. Композиция по п.1, в которой окислительная добавка выбрана из группы, состоящей из хлората натрия, хлората калия, хлорида натрия, хлорида калия и их смесей или комбинаций.

8. Композиция по п.7, в которой добавка содержится в количестве от около 0,5 мас.% до около 15 мас.%.

9. Композиция по п.1, в которой карбоновая кислота включает в себя линейную или разветвленную дикарбоновую кислоту.

10. Композиция по п.9, в которой дикарбоновые кислоты являются линейными дикарбоновыми кислотами, содержащими от 3 до 20 атомов углерода.

11. Композиция по п.9, в которой дикарбоновая кислота является линейной дикарбоновой кислотой, содержащей от 4 до 10 атомов углерода.

12. Композиция по п.1, в которой сложноэфирной группой является карбильная группа, содержащая от 1 до 5 атомов углерода.

13. Композиция по п.1, в которой сложноэфирный компонент включает в себя дикарбиловый эфир дикарбоновой кислоты или смесь сложных дикарбиловых эфиров дикарбоновых кислот.

14. Композиция по п.1, в которой сложноэфирный компонент включает в себя сложный диалкиловый эфир дикарбоновой кислоты или смесь сложных диалкиловых эфиров дикарбоновых кислот, при этом дикарбоновые кислоты имеют от 3 до 8 атомов углерода и алкильные группы имеют от 1 до 5 атомов углерода.

15. Композиция по п.1, в которой сложноэфирный компонент включает в себя смесь сложных диалкиловых эфиров дикарбоновых кислот, при этом дикарбоновые кислоты имеют от 4 до 6 атомов углерода и алкильная группы имеет от 1 до 2 атомов углерода.

16. Композиция текучей среды разрыва, содержащая текучую среду разрыва боратного структурирования, включающую в себя структурируемый гель, боратный структурирующий агент и эффективное количество разрушающей композиции, которая содержит окислительный компонент, включающий в себя водный раствор, по меньшей мере, одного хлорита щелочного металла в отсутствие или в присутствии окислительной добавки, и сложноэфирный компонент, включающий в себя, по меньшей мере, один сложный эфир карбоновой кислоты, при этом карбоновая кислота имеет от 2 до 20 атомов углерода, сложноэфирная группа является карбильной группой, содержащей от 1 до 10 атомов углерода, и указанное эффективное количество составляет около 1 галл./тыс. галл. до около 20 галл./тыс. галл. окислительного компонента и от около 0,1 галл./тыс. галл. до около 5 галл./тыс. галл. сложноэфирного компонента.

17. Композиция по п.16, в которой указанное эффективное количество составляет от около 1 галл./тыс. галл. до около 18 галл./тыс. галл. окислительного компонента и от около 0,1 галл./тыс. галл. до около 5 галл./тыс. галл. сложноэфирного компонента.

18. Композиция по п.16, в которой указанное эффективное количество составляет от около 4 галл./тыс. галл. до около 16 галл./тыс. галл. окислительного компонента и от около 0,5 галл./тыс. галл. до около 4 галл./тыс. галл. сложноэфирного компонента.

19. Композиция по п.16, в которой указанное эффективное количество составляет от около 8 до около 14 галл./тыс. галл. окислительного компонента и от около 0,5 галл./тыс. галл. до около 3 галл./тыс. галл. сложноэфирного компонента.

20. Композиция по п.16, в которой эффективное количество составляет от около 8 до около 14 галл./тыс. галл. окислительного компонента и от около 0,5 галл./тыс. галл. до около 2 галл./тыс. галл. сложноэфирного компонента.

21. Композиция по п.16, в которой относительные количества окислительного компонента и сложноэфирного компонента подобраны так, что профиль разрушения текучей среды, по существу, является одинаковым при температурном интервале от около 100°F до около 260°F, при этом относительное количество сложноэфирного компонента снижается с повышением температуры.

22. Способ воздействия на пласт, содержащий закачивание в пласт в условиях разрыва текучей среды разрыва, содержащей структурируемый гель, боратный структурирующий агент и эффективное количество разрушающей композиции, содержащей окислительный компонент, включающий в себя водный раствор, по меньшей мере, одного хлорита щелочного металла в отсутствие или в присутствии окислительной добавки, и сложноэфирный компонент, включающий в себя, по меньшей мере, один сложный эфир карбоновой кислоты, при этом карбоновая кислота имеет от 2 до 20 атомов углерода, а сложноэфирной группой является карбильная группа, имеющая от 1 до 10 атомов углерода, при этом, по меньшей мере, один атом углерода может быть замещен атомом кислорода, и отношение окислительного компонента к сложноэфирному компоненту составляет от около 4:1 до около 20% 1, при этом разрушающая композиция снижает вязкость текучей среды в течение заданного промежутка времени, образуя меньше остатков и снижая восстановление при снижении температуры и/или величины рН, причем указанное эффективное количество составляет от около 1 галл./тыс. галл. до около 20 галл./тыс. галл. окислительного компонента и от около 0,1 галл./тыс. галл. до около 5 галл./тыс. галл. сложноэфирного компонента.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к водным жидкостям, загущенным вязкоупругим поверхностно-активным веществом - ВУП, эффективным как обрабатывающие жидкости и, в частности, как жидкости для гидроразрыва подземных пластов.
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 тампонажным растворам для изоляции продуктивных пластов при цементировании обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области цементирования обсадных колонн, капитальному ремонту скважин, изоляции пластовых вод, ликвидации межпластовых перетоков, и используется в качестве индикатора для получения раствора с информативными свойствами о качестве цементирования, определения интервалов заполнения и приемистости при закачке тампонажного раствора и распределения его по вертикали за колонной.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к тампонажным смесям с информативными свойствами о качестве цементирования, определении интервалов заполнения и приемистости при закачке тампонажного раствора и распределении его объемов по вертикали за колонной при цементировании обсадных колонн, эксплуатации, изоляции пластовых вод, капитальном ремонте и ликвидации скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн в процессе строительства скважин, установки изоляционных и ликвидационных мостов и ликвидации скважин в условиях сероводородной агрессии и аномально-высоких пластовых давлений при температуре до 120°С.
Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин с аномально низким пластовым давлением - АНПД, а именно к облегченным тампонажным смесям с высокими изолирующими свойствами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к глушению газоконденсатных и нефтяных скважин с повышенным пластовым давлением перед проведением капитального ремонта при низких климатических температурах.
Изобретение относится к привитым сополимерам, применяемым в строительной химии в качестве добавок, снижающих водоотдачу. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .
Наверх