Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта



Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта
Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта
Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта
Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта
Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта
Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта
Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта
Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта
Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта
Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта
Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта
Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта
Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта
Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта
Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта
Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта
Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта
Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта
Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта
Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта
Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта

 


Владельцы патента RU 2530801:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Изобретение относится к обработке приствольной зоны, применяемой для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины. Флюид для обработки приствольной зоны, применяемый для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины, содержащий: водную среду; диутановый гетерополисахарид с повторяющимся тетрасахаридным звеном в основной полимерной цепи, пероксидный разжижитель геля, реагирующий с диутаном; ускоритель разжижения геля или катализатор, по меньшей мере, один, выбранный из сульфата железа (II) и его гидратов, хлорида железа (II), порошка железа с реагентом для регулирования pH и комбинаций упомянутых материалов; и реагент для регулирования загрязнения пласта железом. Способ обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины, путем введения в пласт через ствол скважины указанного выше флюида для обработки приствольной зоны. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - облегчение удаления полимерсодержащих флюидов в широком интервале температур. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 14 пр., 15 ил.

 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Утверждения данного раздела всего лишь обеспечивают информацию относительно уровня техники, относящуюся к настоящему описанию, и не могут рассматриваться в качестве предшествующего уровня техники.

Настоящее изобретение относится к флюидам, применяемым при обработке находящегося в недрах земли пласта. В частности, изобретение относится к водосодержащим скважинным жидкостям для обработки приствольной зоны, содержащим гетерополисахарид, способам образования таких жидкостей, их применениям и способам разрушения таких жидкостей.

В технологических операциях, связанных с разработкой и заканчиванием скважин, а также для добычи газообразных и жидких углеводородов из природных резервуаров в таких скважинах применяют различные типы флюидов, которые вскрывают находящиеся в недрах земли пласты. Такие технологические операции включают в себя перфорацию находящихся в недрах земли пластов, гидроразрыв находящихся в недрах земли пластов, изменение проницаемости находящихся в недрах земли пластов или регулирование извлечения песка или воды из находящихся в недрах земли пластов. Флюиды, используемые в указанных нефтепромысловых технологических операциях, известны как буровые жидкости, жидкости для заканчивания скважин, жидкости для ремонта скважин, (над)пакерные жидкости, жидкости для разрыва пласта, жидкости для стимулирования скважин, жидкости для регулирования проницаемости пласта или коэффициента охвата, жидкости для закрепления стенки ствола скважины и т.п.

Для стимуляции нефтяных и газовых скважин обычно применяют флюидные технологии, включающие в себя газообразный компонент или флюид в сверхкритическом состоянии для образования пены или активированного флюида. Например, некоторые вязкоупругие флюиды, применяемые в качестве жидкостей для разрыва пласта, содержат газ, такой как воздух, азот или диоксид углерода, для обеспечения активированного флюида или пены. Такие флюиды обычно образуют путем закачивания в пласт водного раствора ("основного флюида") одновременно с газом, чаще всего азотом, диоксидом углерода или их смесями. В числе других преимуществ дисперсия газа в основном флюиде в форме пузырьков или вкраплений увеличивает вязкость такого флюида и положительно воздействует на его эксплуатационные качества, в частности на его способность эффективно стимулировать гидравлический разрыв пласта, и также на его способность переносить твердые вещества ("расклинивающие наполнители"), которые помещаются внутри трещин для создания проходов, через которые можно дополнительно добывать нефть или газ. Присутствие газа также усиливает вынос основного флюида из пустот пласта и набивки расклинивающего наполнителя в ствол скажины, вследствие расширения такого газа сразу после того как в конце технологической операции по гидроразрыву пласта в устье скважины уменьшается давление. Другие общеизвестные применения пен или активированных флюидов включают в себя очистку ствола скважины, заполнение скважинного фильтра гравием, отвод кислоты, регулирование водоотдачи и т.п.

Вязкость флюида, в котором диспергирован газ, оказывает влияние на полученную вязкость и устойчивость пены. В общем случае по мере увеличения вязкости основного флюида пены становятся более устойчивыми и вязкими. По этой причине для увеличения вязкости основного флюида обычно добавляют полимеры с высокой молекулярной массой. Полимерами, обычно применяемыми для разрыва пласта, являются полисахариды, такие как целлюлоза, дериватизированная целлюлоза, гуаровая смола, дериватизированная гуаровая смола, ксантановая смола или синтетические полимеры, такие как полиакриламиды и полиакриламидные сополимеры.

Вязкость основного флюида дополнительно увеличивается при включении в него сшивающих агентов. Сшивание заключается в соединении двух полимерных цепей путем химического объединения таких цепей с общим элементом или химической группой, при этом такой элемент или группу называют сшивающим агентом. Типичными сшивающими агентами являются ионы многовалентных металлов, чаще ионы циркония или титана, или борат-ионы. Сшивание может быть чувствительно к существующему в растворе pH. Например, сшивание с помощью борат-ионов можно осуществлять только в щелочной среде (pH > 8). Для достижения эффективного сшивания с помощью ионов металлов часто требуются системы для регулирования pH ("буферы").

Вспененные и активированные жидкости для разрыва пласта всегда содержат "пенообразователи", чаще всего поверхностно-активное вещество или смеси поверхностно-активных веществ, которые способствуют дисперсии газа в основном флюиде в форме мелких пузырьков или вкраплений и придают дисперсии устойчивость путем замедления слипания или рекомбинации таких пузырьков или вкраплений. Вспененные и активированные жидкости для разрыва пласта обычно характеризуют содержанием газа в пене, то есть отношением объема газа к объему пены. Если содержание газа в пене составляет от 52% до 95%, флюид обычно называют пеной, а при содержании газа ниже 52% - активированным флюидом. Однако применяемый здесь термин "активированный флюид" определяется как любая стабильная смесь газа и жидкости, несмотря на величину содержания газа в пене.

Гидравлический разрыв представляет собой способ стимуляции, обычно осуществляемый на нефтяных и газовых скважинах для увеличения добычи флюидов из находящихся в недрах земли резервуаров. Специально разработанные флюиды, включая активированные флюиды, загущенные вязкоупругими поверхностно-активными веществами или полимерными гелеобразователями, часто при высоких давлениях и скоростях закачивают в резервуар, подлежащий обработке, вызывая разрывное нарушение для открытия пласта. Расклинивающие наполнители, такие как керамические шарики или крупинки песка, образуют взвесь с жидкостью для обработки приствольной зоны (также упоминаемой как флюид-носитель) для сохранения разрывного отверстия после того, как обработка закончится. Гидравлический разрыв создает высокоинтенсивное сообщение с большой областью пласта и обход любого повреждения, которое может существовать в околоскважинной области. Следовательно, важно, чтобы флюид для обработки приствольной зоны имел достаточную вязкость для суспендирования и переноса расклинивающего наполнителя в зону разрыва. Однако в некоторых случаях, в зависимости от конкретных состояний находящегося в недрах земли пласта или характера работ, активированные флюиды не могут иметь достаточно высокую вязкость для обеспечения оптимального переноса расклинивающего наполнителя и суспензии расклинивающего наполнителя, тем самым приводя к неудовлетворительному размещению расклинивающего наполнителя. Для обеспечения соответствующего размещения расклинивающего наполнителя могут потребоваться повышенные уровни загустителя или поверхностно-активных веществ, что приводит к повышенным техническим требованиям к ресурсу и материалам.

Возможность разработать рецептуру стабильных активированных флюидов с реологическими характеристиками, подходящими для технологических операций разрыва пласта, становится все более трудной по мере повышения температуры находящегося в недрах пласта. Трудности усугубляются, когда в газовой фазе присутствует диоксид углерода, поскольку диоксид углерода обладает высокой растворимостью в водных растворах. Высокая растворимость диоксида углерода способствует массообмену между пузырьками и ускоряет механизмы дестабилизации пены, такие как так называемое Оствальдовское созревание, которые в конечном итоге приводят к разделению фаз и к потере флюидом вязкости. Кроме того, диоксид углерода взаимодействует с водой с образованием угольной кислоты. Образование угольной кислоты задает для флюида окружающую среду с низким pH (обычно в диапазоне 3,5-4), тем самым затрудняя необходимое регулирование pH для эффективного сшивания с помощью борат-ионов и зачастую с помощью других металлических ионов. Воздействие низкого pH и высоких температур ускоряет деградацию полимерных цепей, особенно, если в качестве загустителей применяются полисахариды, тем самым содействуя упомянутой потере устойчивости пены и вязкости.

Обычно после проведения обработки полимерсодержащие флюиды, такие как те, что описаны выше, разрушают с тем, чтобы разрушенный на данный момент полимер легко можно было удалить. Поэтому обычно к флюиду для такой очистки скважины добавляют разжижители геля, которые могут представлять собой разжижители геля замедленного действия, или разжижитель геля можно добавлять в виде отдельной стадии. В случае полисахаридов сталкиваются с трудностью разрушения полимера с помощью разжижителей геля, таких как персульфаты, особенно при пониженных температурах.

Соответственно, существует потребность в усовершенствованных полимерсодержащих флюидах, которые применимы для различных обработок, таких как гидравлический разрыв, и которые можно легко удалять в широком интервале температур.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Теперь для более глубокого понимания настоящего изобретения и его преимуществ дается ссылка на следующее описание, приводимое вместе с сопроводительными фигурами, на которых:

На фигуре 1 представлен график зависимости вязкости флюида от времени при 200°F (93,3°C) для водных растворов, содержащих 0,12% пероксида мочевины в качестве разжижителя геля и различные количества полимера на основе диутановой смолы;

На фигуре 2 представлен график зависимости вязкости флюида от времени при 150°F (65,6°C) и 200°F (93,3°C) для 0,28%-ных растворов диутановой смолы, содержащих 0,72% пероксида мочевины в качестве разжижителя геля;

На фигуре 3 представлен график зависимости вязкости флюида от времени при 200°F (93,3°C) для 0,28%-ных растворов диутановой смолы, содержащих различные количества пероксида мочевины в качестве разжижителя геля;

На фигуре 4 представлен график зависимости вязкости флюида от времени при 100°F (37,8°C) для 0,28%-ных растворов диутановой смолы, содержащих 0,72% пероксида мочевины в качестве разжижителя геля, без гептагидрата сульфата двухвалентного железа в качестве ускорителя разжижения геля и с различными количествами гептагидрата сульфата двухвалентного железа в качестве ускорителя разжижения геля (катализатора);

На фигуре 5 представлен график зависимости вязкости флюида от времени при 150°F (65,6°C) для 0,28%-ного раствора диутановой смолы, содержащего 0,06% пероксида мочевины в качестве разжижителя геля и 0,06% гептагидрата сульфата двухвалентного железа в качестве ускорителя разжижения геля;

На фигуре 6 представлен график зависимости вязкости флюида от времени при 150°F (65,6°C) для 0,28%-ных растворов диутановой смолы, содержащих в качестве разжижителя геля либо 0,14% персульфата аммония, либо 0,06% пероксида мочевины в комбинации с 0,06% гептагидрата сульфата двухвалентного железа в качестве ускорителя разжижения геля (катализатора);

На фигуре 7 представлен график зависимости вязкости флюида от времени при 180°F (82,2°C) для 0,28%-ного раствора диутановой смолы и 0,72% перкарбоната натрия в качестве разжижителя геля; и

На фигуре 8 представлен график зависимости вязкости флюида от времени при 180°F (82,2°C) для 0,28% раствора диутановой смолы с использованием в качестве разжижителя геля 0,24% перкарбоната натрия и в качестве ускорителя разжижения геля 0,42% гептагидрата сульфата двухвалентного железа.

На фигуре 9 представлен график зависимости вязкости флюида от времени при 65,6°C для 0,24%-ного диутансодержащего флюида, содержащего 0,12% пероксида мочевины и 0,12% гептагидрата сульфата двухвалентного железа.

На фигуре 10 представлен график зависимости вязкости флюида от времени при 65,6°C для 0,24%-ного диутансодержащего флюида, содержащего 0,24% персульфата аммония и 0,06% гептагидрата сульфата двухвалентного железа.

На фигуре 11 представлен график зависимости вязкости флюида от времени при 65,6°C для 0,24%-ного диутансодержащего флюида, содержащего 0,12% пероксида мочевины, 0,12% гептагидрата сульфата двухвалентного железа и 0,17% N-(2-гидроксиэтил)этилендиамин-N,N',N'-триацетата тринатрия (HEDTA-Na3).

На фигуре 12 представлен график зависимости вязкости флюида от времени при 65,6°C для 0,24%-ного диутансодержащего флюида, содержащего 0,12% пероксида мочевины, 0,12% гептагидрата сульфата двухвалентного железа и 0,13% этилендиаминтетраацетата дикалия (EDTA-2P).

На фигуре 13 представлен график зависимости вязкости флюида от времени при 65,6°C для 0,24%-ного диутансодержащего флюида, содержащего 0,24% персульфата аммония, 0,06% гептагидрата сульфата двухвалентного железа и 0,041% нитрилотриуксусной кислоты.

На фигуре 14 представлен график зависимости вязкости флюида от времени при 65,6°C для 0,24%-ного диутансодержащего флюида, содержащего 0,24% персульфата аммония, 0,06% гептагидрата сульфата двухвалентного железа и 0,012% эриторбата натрия.

На фигуре 15 представлен график зависимости вязкости флюида от времени при 65,6°C для 0,24%-ного диутансодержащего флюида, содержащего 0,24% персульфата аммония, 0,06% гептагидрата сульфата двухвалентного железа и 0,06% гидроксиметилсульфината натрия.

Сущность изобретения

Состав для обработки приствольной зоны, применяемый для обработки находящегося в недрах пласта, пересеченного стволом скважины, образуется из водной среды и диутанового гетерополисахарида с повторяющимся тетрасахаридным звеном в основной полимерной цепи, как представлено в формуле:

где в повторяющемся звене представлены, по меньшей мере, три различных сахарида, такие как сахариды, включающие в себя D-глюкозу, D-глюкуроновую кислоту и либо L-рамнозу, либо L-маннозу; M+ представляет собой ионную частицу; R1, R2, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 и R10 выбраны из группы, состоящей из атома водорода, метила, ацетила, глицерила или сахаридной группы, содержащей от одной до трех сахаридных единиц; R11 представляет собой метильную или метилольную группу; и средневесовая молекулярная масса (Mw) гетерополисахарида составляет приблизительно от 105 до приблизительно 107. Диутановый гетерополисахарид может присутствовать во флюиде в количестве приблизительно от 0,01 масс.% до приблизительно 4 масс.% от массы флюида для обработки приствольной зоны. В некоторых вариантах осуществления изобретения в состав включен сшивающий агент, в то время как в некоторые другие варианты осуществления изобретения сшивающий агент не включен, в то время как в еще некоторые другие варианты осуществления сшивающий агент не включен в том случае, если вязкость композиции эффективно повышается.

Флюид для обработки приствольной зоны дополнительно содержит пероксидный разжижитель геля. Пероксидный разжижитель геля может представлять собой стабилизированный пероксидный разжижитель геля или нестабилизированный пероксидный разжижитель геля. Пероксидный разжижитель геля можно выбрать из пероксида водорода, других пероксидов, таких как пероксид натрия, пероксид кальция и пероксид цинка, супероксидов (надперекисей), пероксида мочевины, перкарбонатов, персульфатов, перборатов и их гидратов, органических пероксидов, пероксидов, стабилизированных поверхностно-активным веществом, капсулированных пероксидов или комбинаций указанных пероксидов. Пероксидный разжижитель геля может включать в себя перкарбонат натрия, перкарбонат калия, перкарбонат аммония, персульфат натрия, персульфат калия, персульфат аммония и перборат натрия. Пероксидный разжижитель геля может присутствовать во флюиде в количестве приблизительно от 0,001 масс.% до 20 масс.% в расчете на массу флюида.

Флюид для обработки приствольной зоны может содержать другие компоненты. Флюид для обработки приствольной зоны может содержать газообразный компонент и расклинивающий наполнитель. Также можно применять ускорители разжижения геля или катализаторы. Ускоритель разжижения геля или катализатор может представлять собой сульфат железа (II) и его гидраты, хлорид железа (II), глюконат железа (II), порошок железа с реагентом для регулирования pH, соединение переходных металлов и комбинации указанных веществ.

Флюид для обработки приствольной зоны можно применять в способе обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины, путем введения флюида для обработки приствольной зоны в пласт через ствол скажины. Флюид для обработки приствольной зоны можно вводить в часть пласта с температурой 200°F (93,3°C) или менее.

В некоторых вариантах осуществления изобретения полисахариды, включая, но не ограничиваясь перечисленным, диутан, ксантан, гуар и производные гуара, целлюлозу и производные целлюлозы в качестве загустителей, эффективно разрушаются разжижителями геля, которые могут содержать в молекулярной структуре одинарные связи кислород-кислород. Также для усиления разрушающего действия разжижителей геля можно применять ускорители разжижения геля, особенно при относительно низких температурах. Некоторые классы химических веществ, включая хелатообразователи и реагенты для регулирования (восстановления) железа, могут уменьшать возможное загрязнение пласта железом.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Описание и примеры представлены здесь исключительно с целью иллюстрации различных вариантов осуществления изобретения и не должны рассматриваться в качестве ограничения объема и применимости изобретения. Несмотря на то, что композиции по настоящему изобретению описаны здесь как содержащие определенные материалы, следует понимать, что композиция необязательно может содержать два или более отличающихся по химическому составу материалов. Кроме того, композиция также может содержать некоторые компоненты, отличающиеся от уже упомянутых компонентов. В разделах "сущность изобретения" и "подробное описание изобретения" каждая численная величина должна читаться сначала как скорректированная с помощью термина "приблизительно" (за исключением величин, уже специально скорректированных таким образом), и затем читаться снова как не скорректированная таким образом, если в контексте не указано иначе. Также следует понимать, что в разделах "сущность изобретения" и "подробное описание изобретения" значения концентрации или количественного диапазона, перечисленные или описанные как применимые, подходящие или т.п., подразумевают, что любое и каждое значение концентрации или количества внутри диапазона, включая конечные точки, должно рассматриваться как установленное. Например, "диапазон от 1 до 10" следует читать как указывающий на каждое и любое возможное число на всем протяжении диапазона приблизительно от 1 до приблизительно 10. Таким образом, даже если конкретные частные значения внутри диапазона или даже отсутствующие частные значения внутри диапазона, указываются явным образом или относятся только к нескольким конкретным значениям, следует понимать, что авторы изобретения учитывают и понимают, что любые и все частные значения внутри диапазона следует рассматривать, как установленные, и что во владении авторов изобретения находится полный диапазон и все значения внутри диапазона.

В изобретении предлагаются скважинные флюиды для обработки приствольной зоны, применимые для обработки находящегося в недрах земли пласта. В частности, изобретение относится к водосодержащим скважинным флюидам для обработки приствольной зоны, содержащим гетерополисахарид, способам образования таких флюидов для обработки приствольной зоны и их применениям. Подразумевается, что применяемый здесь термин "жидкая фаза" включает в себя все компоненты флюида за исключением газообразной фазы. Термин "газ" применяется здесь для описания любого флюида в газообразном состоянии или в сверхкритическом состоянии, где газообразное состояние относится к любому состоянию, при котором температура флюида ниже его критической температуры, и давление флюида ниже давления его пара; и сверхкритическое состояние относится к любому состоянию, при котором температура флюида выше его критической температуры. Применяемые здесь термины "активированный флюид" и "флюид" применяются взаимозаменяемо для описания любой стабильной смеси газообразной фазы и жидкой фазы, включая пены, несмотря на величину содержания газа в пене, то есть отношение объема газа к общему объему газообразной и жидкой фаз.

Активированные флюиды часто применяются для стимуляции нефтяных и газовых скважин и образуются и применяются при нагнетании водного раствора одновременно с газом (чаще всего азотом, диоксидом углерода или их смесей). Дисперсия газа в основном флюиде в форме пузырьков увеличивает вязкость такого флюида и положительно воздействует на его эксплуатационные качества, в частности на его способность эффективно стимулировать гидравлический разрыв пласта, и также его способность переносить твердые вещества, такие как расклинивающие наполнители. Присутствие газа также усиливает обратный вынос флюида. Общеизвестно, что применение стабильных активированных флюидов или пен с реологическими характеристиками, подходящими для нефтепромысловых технологических операций, становится все более затруднительным, когда температура пласта выше 121°C или хотя бы соответствует 150°C. В патентных публикациях США №№ US 2006/0166836; US 2006/0166837 и US 2006/0178276 описано, что путем объединения гетерополисахарида, такого как сфинган, одновременно с газом, электролитом и поверхностно-активным веществом водосодержащий активированный флюид приобретает исключительные реологические характеристики, способность образовывать суспензию частиц и способность переносить частицы, а также фазовую стабильность, особенно при повышенных температурах. В силу этого водосодержащие активированные флюиды могут включать в себя водную среду, газообразный компонент, гетерополисахарид, электролит и поверхностно-активное вещество. Водная среда обычно представляет собой воду или насыщенный солевой раствор. Флюиды также могут включать в себя органоаминосоединение. Когда флюиды применяются в качестве жидкостей для разрыва пласта, варианты осуществления изобретения дополнительно могут включать в себя расклинивающий наполнитель.

Флюидные композиции по изобретению применимы для нефтепромысловых технологических операций, включая такие операции как разрыв находящихся в недрах земли пластов, изменение проницаемости находящихся в недрах земли пластов, очистка трещин или ствола скважины, кислотный гидроразрыв, структурная кислотная обработка, регулирование заполнения скважинного фильтра гравием или песком и т.п. Еще одна область применения включает в себя размещение химической пробки для изоляции зон или для облегчения технологической операции изоляции.

Газообразный компонент флюидов в случае его применения можно получать из любого подходящего газа, который образует активированный флюид при введении в водную среду. См., например, патент США № 3937283 (Blauer и др.). Газообразный компонент может содержать газ, выбранный из группы, состоящей из азота, воздуха, диоксида углерода и любых их смесей. В некоторых областях применения газообразный компонент может содержать диоксид углерода в любом легкодоступном качестве. Газообразный компонент принимает участие в технологической операции разрыва и процессе очистки скважины. Флюид может содержать приблизительно от 10% до приблизительно 90% по объему газового компонента в расчете на общий объем флюида, в некоторых областях применения - приблизительно от 30% до приблизительно 80% по объему газового компонента в расчете на общий объем флюида, и в некоторых областях применения - приблизительно от 40% до приблизительно 70% по объему газового компонента в расчете на общий объем флюида.

Флюиды по изобретению включают в себя гетерополисахарид. Несмотря на то, что можно применять любой подходящий гетерополисахарид, особенно применимы микробные полисахариды, общеизвестные как сфинганы. Обычно сфинганы представляют собой кислотные капсульные гетерополисахариды, выделяемые бактериями Sphingomonas bacteria, как описано Pollock T.J., в публикации Sphingan Group of Exopolysaccharides (EPS), Biopolymers, т. 5, E.J. Vandamme, S. DeBaets и A. Steinbuchel, Editors. 2002, Wiley-VCH Verlag GmbH, стр. 239-258. В некоторых вариантах осуществления изобретения гетерополисахарид представляет собой сфинган или дериватизированный сфинган с повторяющимся тетрасахаридным звеном в основной полимерной цепи, как представлено в химической формуле:

или представлено на альтернативной формульной схеме:

где в повторяющемся звене присутствуют, по меньшей мере, три различных сахарида, таких как сахариды, включающие в себя D-глюкозу (D-Glc), D-глюкуроновую кислоту (D-GlcA) и либо L-рамнозу (X=Rha; R11 = CH3), либо L-маннозу (X=Man; R11 = CH2ОH); средневесовая молекулярная масса (Mw) гетерополисахарида составляет приблизительно от 105 до приблизительно 107; M+ представляет собой любую ионную частицу, посредством электростатических взаимодействий эффективно соединяющуюся с карбоксильной группой, присутствующей в звене D-глюкуроновой кислоты, где M+ включает в себя, но необязательно ограничивается перечисленным, например: H+, Na+, К+, NH4+, 1/2 Ca+2 и 1/2 Mg+2; заместители в положениях № 2 всех сахаридных единиц (R3, R5, R8 и R10), заместители в положениях № 3 сахаридных единиц, присоединенных в положении № 4 (R4, R7 и R9), заместитель в положении № 4 глюкозной единицы, присоединенной в положении 3 (R2), и заместители в положениях № 6 D-глюкозных единиц (R1 и R6) могут представлять собой, в качестве неограничивающего примера, атом водорода (-H), метил (-CH3), ацетил (--COCH3), глицерил (--СОСН2(ОН)СН2ОН) или сахаридную группу, содержащую от одной до трех сахаридных единиц, в которой сахаридные единицы, присутствующие в боковой группе сахарида, включают в себя, но не ограничиваются перечисленным: D-глюкозу, D-глюкуроновую кислоту, D-галактуроновую кислоту, L-рамнозу, L-маннозу, D-маннозу, 2,3:5,6-ди-О-изопропилиден-D-маннофуранозу, 2,3-O-изопропилиден-D-рибоно-1,4-лактон, 3,4-O-изопропилиден-D-маннит, D-арабинозу, L-арабинозу, D-эритрозу, L-эритрозу, D-фукозу, L-фукозу, лактулозу, D-ликсозу, мальтулозу, L-маннит, D-манноно-1,4-лактон, L-манноно-1,4-лактон, метил-α-D-фукопиранозид, D-рибоновую кислоту, D-рибоно-1,4-лактон, L-рибозу, D-сорбозу, D-тагатозу, D-талитол, D-талозу, L-ксилозу и т.п. и любые производные. Также упомянутые выше заместители R1 - R11 внутри химической структуры основной цепи гетерополисахаридов могут отличаться от одного повторяющегося звена до другого повторяющегося звена. Например, R1 может представлять собой атом водорода (-H) в одном повторяющемся звене и ацетильную группу (--COCH3) в следующем повторяющемся звене.

Подходящие сфинганы или дериватизированные сфинганы включают в себя, но необязательно ограничиваются перечисленным, следующие гетерополисахариды и их производные:

(1) Геллановую смолу, описанную в публикации Kuo M.S., A.J. Mort и A. Dell, Identification and location of L-glycerate, an unusual acyl substituent in gellan gum, Carbohydrate Research, 1986, 156: стр. 173-187, в которой R1, R2, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 и R10 представляют собой водородные (-H) группы, и R11 представляет собой метильную (--CH3) группу (или X=Rha);

(2) Велановую смолу, описанную в публикации Stankowski J.D. и S.G. Zeller, Location of the O-acetyl group in welan by the reductive-cleavage mеthod, Carbohydrate Research, 1992, 224: стр.337-341, в которой R1, R2, R3, R4, R5, R6, R8, R9 и R10 представляют собой водородные (-H) группы, R11 представляет собой метильную (--CH3) группу (или X=Rha), и R7 представляет собой α-L-рамнозную или α-L-маннозную группу (α -L-Rha (1->, или α-L-Man(1->));

(3) Диутановую смолу, описанную в публикации Chowdhury T.A., и др., Structural studies of an extracellular polysaccharide, S-657 elaborated by Xanthomonas ATCC 53159, Carbohydrate Research, 1987, 164: стр. 117-122, в которой R1, R2, R3, R4, R5, R6, R8, R9 и R10 представляют собой водородные (-H) группы, R11 представляет собой метильную (--CH3) группу (или X=Rha), и R7 представляет собой две α-L-рамнозные группы, присоединенные в 1,4-положениях кольца (α -L-Rha (1->4) α -L-Rha(1->)

(4) Гетерополисахарид S-8, имеющийся в наличии у компании CP Kelco of 123 North Wacker Dr, Suite 2000 Chicago, 111. 60606 USA, описанный производителем, как более чистая диутановая смола по сравнению с цепью S-657. Степень чистоты указанного продукта определяется производителем как % диутана = %CО2 ·(масса повторяющегося звена в диутане)/(масса CO2). Масса повторяющегося звена составляла 992,93, не считая ацетат и K+ -форму. Таким образом, для цепи S-8, как сообщается, содержание CO2 составляло 4,0% и степень чистоты =4·992,93/44=90,3%, по сравнению с S-657, в котором содержание CО2 составляет 3,2%, давая степень чистоты =3,2·992,93/44=72,2%;

(5) Рамзановую смолу, описанную в публикации Jansson P.E. и др., Structural studies of a polysaccharide (S-194) elaborated by Alcaligenes ATCC 31961, Carbohydrate Research, 1986, 156: стр. 157-163, в которой R2, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 и R10 представляют собой водородные (-H) группы, R11 представляет собой метильную (--СН3) группу (или X=Rha), и R1 представляет собой две β-D-глюкозных группы, присоединенных в 1,6-положениях кольца (β-D-Glc(1->)β-D-Glc(1->);

(6) Гетерополисахарид S-88, описанный в публикации Jannson P.E., N.S. Kumar и B. Lindberg, Structural studies of a polysaccharide (S-88) elaborated by Pseudomonas ATCC 31554, Carbohydrate Research, 1986, 156: стр. 165-172, в которой R1, R2, R3, R4, R5, R6, R8, R9 и R10 представляют собой водородные (-H) группы, R11 представляет собой метильную (--CH3) группу (X=Rha) или метилольную (-CH2OH) группу (X=Man), и R7 представляет собой α-L-рамнозную группу (α-L-Rha(1->);

(7) Гетерополисахарид S-198, описанный в публикации Chowdhury T.A., B. Lindberg и U. Lindquist, Structural studies of an extracellular polysaccharide (S-198) elaborated by Alcaligenes ATCC 31853, Carbohydrate Research, 1987, 161: стр. 127-132, в которой R1, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 и R10 представляют собой водородные (-H) группы, R11 представляет собой метильную (-CH3) группу (X=Rha) или метилольную (-CH2OH) группу (X=Man), и R2 представляет собой α-L-рамнозную группу (α-L-Rha(1->); и

(8) Гетерополисахарид NW11, описанный в публикации Pollock T.J., Sphingan Group of Exopolysaccharides (EPS), Biopolymers, т. 5, E.J. Vandamme, S. DeBaets и A. Steinbuchel, Editors, 2002, Wiley-VCH Verlag GmbH, стр. 239-258, в которой R1, R2, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 и R10 представляют собой водородные (-H) группы, и R11 представляет собой метилольную (-CH2OH) группу (X=Man).

Гетерополисахарид, применяемый во флюидах по изобретению, может представлять собой диутановую смолу, содержащую в основной полимерной цепи повторяющееся тетрасахаридное звено, как представлено в химической формуле:

или представлено на альтернативной формульной схеме:

где M+ представляет любую ионную частицу, посредством электростатических взаимодействий эффективно соединяющуюся с карбоксильной группой, где M+ включает в себя, но необязательно ограничивается перечисленным, например, H+, Na+, K+, NH4+, 1/2 Ca+2 и 1/2 Mg+2; и средневесовая молекулярная масса (Mw) диутановой смолы составляет приблизительно от 105 до приблизительно 107. Диутановые гетерополисахариды имеются в наличии, например, у компании CP Kelco of 123 North Wacker Dr, Suite 2000 Chicago, 111. 60606 USA, и также могут применяться либо в сшитой форме, либо без сшивающего агента. Диутан обычно состоит из углевода, приблизительно 12% белка и приблизительно 7% (в расчете на O-ацетил) ацильных групп, где углеводная часть содержит приблизительно 19% глюкуроновой кислоты, и нейтральные сахара рамнозу и глюкозу, представленные в отношении приблизительно 2:1. Подробности получения диутана приведены в патенте США № 5175278 (Peik и др.). O-ацетильные группы также могут находиться в положении № 2 и 2,6-положениях D-глюкозной единицы, присоединенной в положении 3, как описано в публикации Diltz S. и S.G. Zeller, Location of O-acetyl groups in S-657 using the reductive-cleavage method, Carbohydrate Research, 2001. 331: стр. 265-270.

В вариантах осуществления флюида по изобретению гетерополисахариды можно включать в количествах приблизительно от 0,01 масс.% до приблизительно 4 масс.% в расчете на общую массу жидкой фазы, более конкретно - приблизительно от 0,01 масс.% до приблизительно 1,5 масс.% в расчете на общую массу жидкой фазы, и в некоторых областях применения - приблизительно от 0,10 масс.% до приблизительно 0,40 масс.% в расчете на общую массу жидкой фазы. Термин жидкая фаза означает все компоненты флюида за исключением любого газообразного компонента.

В некоторых вариантах осуществления изобретения гетерополисахарид может быть сшитым с помощью подходящего сшивающего агента. Добавляя сшивающие агенты к флюиду, можно дополнительно увеличивать вязкость флюида. Сшивание состоит из соединения двух полимерных цепей посредством химического присоединения таких цепей к общему элементу или химической группе. Подходящие сшивающие агенты могут содержать химическое соединение, содержащее ион многовалентного металла, такого как, но необязательно ограничиваться перечисленным, хром, железо, бор, алюминий, титан и цирконий.

Флюиды по изобретению могут включать в себя электролит, который может представлять собой органическую кислоту, соль органической кислоты или неорганическую соль. Обычно электролиты присутствуют в незначительном количестве (например, приблизительно менее 30 масс.% в расчете на массу жидкой фазы).

Органическая кислота может представлять собой сульфоновую кислоту или карбоновую кислоту, а анионным противоионом солей органических кислот обычно является сульфонат или карбоксилат. Представители таких органических молекул включают в себя различные ароматические сульфонаты и карбоксилаты, такие как п-толуолсульфонат, нафталинсульфонат, хлорбензойная кислота, салициловая кислота, фталевая кислота и т.п., где такие противоионы являются водорастворимыми. Примерами подходящих органических кислот являются муравьиная кислота, лимонная кислота, 5-гидрокси-1-нафтойная кислота, 6-гидрокси-1-нафтойная кислота, 7-гидрокси-1-нафтойная кислота, 1-гидрокси-2-нафтойная кислота, 3-гидрокси-2-нафтойная кислота, 5-гидрокси-2-нафтойная кислота, 7-гидрокси-2-нафтойная кислота, 1,3-дигидрокси-2-нафтойная кислота и 3,4-дихлорбензойная кислота.

Неорганические соли могут включать в себя, но не ограничиваются перечисленным, водорастворимые соли калия, натрия и аммония, такие как хлорид калия и хлорид аммония. Кроме того, также можно применять хлорид магния, хлорид кальция, бромид кальция, галогенид цинка, карбонат натрия и бикарбонат натрия. Также можно применять любые смеси неорганических солей. Неорганические соли могут помогать в разработке повышенной вязкости, которая характерна для флюидов. Кроме того, неорганическая соль может содействовать сохранению стабильности геологического пласта, который подвергается воздействию флюида. Стабильность пласта и, в частности, стабильность глины (путем ингибирования разбухания глины) достигается при уровне концентрации несколько процентов по массе, и по этой причине плотность флюида незначительно изменяется от присутствия неорганической соли, пока плотность флюида не становится важным фактором, в результате чего можно применять более тяжелые неорганические соли. В некоторых областях применения электролит может представлять собой хлорид калия. Электролит можно применять в количестве приблизительно от 0,01 масс.% до приблизительно 12 масс.% в расчете на общую массу жидкой фазы, и в некоторых случаях можно применять в количестве приблизительно от 1 масс.% до приблизительно 8 масс.% в расчете на общую массу жидкой фазы.

Флюид для обработки приствольной зоны также может включать в себя органоаминосоединение. Примеры подходящих органоаминосоединений включают в себя, но необязательно ограничиваются перечисленным, тетраэтиленпентамин, триэтилентетрамин, пентаэтиленгексамин, триэтаноламин и т.п. или любые их смеси. Когда во флюидах по изобретению применяются органоаминосоединения, их можно включать в количестве приблизительно от 0,01 масс.% до приблизительно 2 масс.% в расчете на общую массу жидкой фазы. В случае его применения органоаминосоединение можно включать в количестве приблизительно от 0,05 масс.% до приблизительно 1 масс.% в расчете на общую массу жидкой фазы. Особенно применимым органоаминосоединением является тетраэтиленпентамин.

Когда флюид для обработки приствольной зоны вспенивают или активируют, флюид также может включать в себя поверхностно-активное вещество. Можно применять любое поверхностно-активное вещество, в отношении которого специалисту в данной области очевидна его способность облегчать образование дисперсии и/или стабилизацию газообразного компонента в основном флюиде с образованием активированного флюида. Вязкоупругие поверхностно-активные вещества, такие как поверхностно-активные вещества, описанные в патентах США №№ 6703352 (Dahayanake и др.) и 6482866 (Dahayanake и др.), также подходят для применения во флюидах по изобретению. В некоторых вариантах осуществления изобретения поверхностно-активное вещество представляет собой ионогенное поверхностно-активное вещество. Примеры подходящих ионогенных поверхностно-активных веществ включают в себя, но не ограничиваются перечисленным, анионные поверхностно-активные вещества, такие как алкилкарбоксилаты, карбоксилаты простых алкиловых эфиров, алкилсульфаты, сульфаты простых алкиловых эфиров, алкилсульфонаты, α-олефинсульфонаты, сульфаты простых алкиловых эфиров, алкилфосфаты и фосфаты простых алкиловых эфиров. Примеры подходящих ионогенных поверхностно-активных веществ также включают в себя, но не ограничиваются перечисленным, катионные поверхностно-активные вещества, такие как алкиламины, алкилдиамины, простые алкилэфирамины, соединения четвертичного алкиламмония, четвертичного диалкиламмония и четвертичные соединения эфираммония. Примеры подходящих ионогенных поверхностно-активных веществ также включают в себя, но не ограничиваются перечисленным, поверхностно-активные вещества, которые обычно рассматриваются в качестве цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ, и в некоторых случаях также включают в себя амфотерные поверхностно-активные вещества, такие как алкилбетаины, алкиламидобетаины, алкилимидазолины, алкиламиноксиды и алкилкарбоксилаты четвертичного аммония. Амфотерные поверхностно-активные вещества представляет собой класс поверхностно-активных веществ, которые содержат в молекуле как положительно заряженную часть, так и отрицательно заряженную часть в пределах определенного диапазона pH (например, обычно в слабокислом диапазоне), только отрицательно заряженную часть в пределах определенного диапазона pH (например, обычно в слабощелочном диапазоне) и только положительно заряженную часть в другом диапазоне pH (например, обычно в умеренно кислом диапазоне), в то время как цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество постоянно содержит в молекуле положительно заряженную часть независимо от pH и отрицательно заряженную часть при щелочном pH. В некоторых вариантах осуществления изобретения поверхностно-активное вещество представляет собой катионное, цвиттер-ионное или амфотерное поверхностно-активное вещество, содержащее в своей химической структуре аминогруппу или группу четвертичного аммония ("аминофункциональное поверхностно-активное вещество"). Особенно применимое поверхностно-активное вещество представляет собой амфотерный алкиламин, содержащийся в растворе поверхностно-активного вещества Aquat 944® (имеется в наличии у компании Baker Petrolite of 12645 W. Airport Blvd, Sugar Land, Texas 77478 USA). В других вариантах осуществления изобретения поверхностно-активное вещество представляет собой смесь двух или более поверхностно-активных веществ, описанных выше, или смесь любого поверхностно-активного вещества или поверхностно-активных веществ, описанных выше, с одним или несколькими неионогенными поверхностно-активными веществами. Примеры подходящих неионогенных поверхностно-активных веществ включают в себя, но не ограничиваются перечисленным, этоксилаты алкилспиртов, алкилфенолэтоксилаты, этоксилаты алкилкислот, алкиламинэтоксилаты, алканоаты сорбитана и этоксилированные алканоаты сорбитана. В водосодержащих активированных флюидах можно применять любое эффективное количество поверхностно-активного вещества или смеси поверхностно-активных веществ. Флюиды могут включать в себя поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ в количестве приблизительно от 0,02 масс.% до приблизительно 5 масс.% в расчете на общую массу жидкой фазы, и более конкретно - приблизительно от 0,05 масс.% до приблизительно 2 масс.% в расчете на общую массу жидкой фазы.

Во флюиды по изобретению также можно включать понизители трения (бурового раствора). Можно применять любой понизитель трения. Также можно применять полимеры, такие как полиакриламид, полиизобутилметакрилат, полиметилметакрилат и полиизобутилен, а также водорастворимые понизители трения, такие как гуаровая смола, производные гуаровой смолы, полиакриламид и полиэтиленоксид. Также установлено, что эффективными являются коммерческие химические материалы, уменьшающие гидравлическое сопротивление, такие как материалы, продаваемые компанией Conoco Inc. под торговой маркой "CDR", которые описаны в патенте США № 3692676 (Culter и др.), или понизители гидравлического сопротивления, такие как материалы, продаваемые компанией Chemlink, разработанные под торговыми марками "FLO 1003, 1004, 1005 & 1008". Указанные полимерные материалы, добавляемые в качестве понизителей трения или присадок, улучшающих индекс вязкости, также могут действовать в качестве превосходных добавок для снижения водоотдачи, уменьшающих или даже устраняющих потребность в традиционных добавках для снижения водоотдачи.

Флюиды по изобретению также могут содержать разжижитель геля. Назначение данного компонента заключается в "разрушении" или уменьшении вязкости флюида для того, чтобы такой флюид более легко возвращался обратно из пласта во время очистки скважины. Разжижитель геля разлагает полимер, уменьшая его молекулярную массу. В настоящем изобретении для разрушения гетерополисахаридного полимера используются пероксидные разжижители геля с одинарными связями кислород-кислород в молекулярной структуре. Такие пероксидные разжижители геля могут представлять собой пероксид водорода или другой материал, который обеспечивает пероксид или пероксид водорода для взаимодействия в растворе. Также можно применять пероксиды металлов, такие как пероксид натрия, пероксид кальция, пероксид цинка, пероксид магния и другие пероксиды, такие как супероксиды (надперекиси), органические пероксиды и т.д. Кроме того, пероксид может представлять собой стабилизированный пероксидный разжижитель геля.

Применяемое здесь выражение "стабилизированный пероксидный разжижитель геля" относится к тем пероксидным материалам, в которых пероксид водорода связывается, ингибируется и т.д. другим соединением или молекулой(ами) до его добавления в воду, но которое образует или высвобождает пероксид водорода в растворе при его добавлении в воду. В некоторых случаях в раствор для взаимодействия высвобождается, по меньшей мере, приблизительно 95%, 96%, 97%, 98%, 99% или 100% пероксида водорода из стабилизированного пероксидного разжижителя геля. Стабилизированный пероксидный разжижитель геля может функционировать одинаково или в значительной степени одинаково с пероксидом водорода как таковым, когда содержит эквивалентные количества пероксида. Однако в своей стабилизированной форме до его добавления в воду стабилизированный пероксидный разжижитель геля является менее реакционноспособным, чем пероксид водорода как таковой, поэтому со стабилизированным пероксидным разжижителем геля можно обращаться более легко и более безопасно. Этим он отличается от неразбавленного пероксида водорода или его раствора, который менее стабилен и требует при работе с ним высокой степени осторожного обращения.

Примеры подходящих стабилизированных пероксидных разжижителей геля включают в себя аддукты пероксида водорода с другими молекулами, и могут включать в себя пероксид карбамида или пероксид мочевины (СН4N2O·Н2O2), перкарбонаты, такие как перкарбонат натрия (2Na2CO3·3H2O2), перкарбонат калия и перкарбонат аммония. Стабилизированные пероксидные разжижители геля также могут включать в себя те соединения, которые в воде подвергаются гидролизу с высвобождением пероксида водорода, такие перборат натрия. В качестве стабилизированного пероксидного разжижителя геля также можно применять пероксид водорода, стабилизированный соответствующими поверхностно-активными веществами. Примером имеющегося в продаже пероксида водорода, стабилизированного поверхностно-активным веществом, является препарат BIO-ADD 1105, поступающий в продажу от компании Shrieve Chemical Products, The Woodlands, Texas. Пероксидные разжижители геля, применяемые в некоторых вариантах осуществления изобретения, можно описать как добавку, реагирующую с диутаном, что по существу означает, что пероксид эффективен для разрушения вязкости флюида на основе диутана, будь то сшитый или несшитый диутан. Упомянутый выше пероксид представляет собой некоторый неограничивающий пример пероксида, реагирующего с диутаном.

Стабилизированный пероксидный разжижитель геля также может включать в себя пероксиды, которые капсулированы. Капсулированный материал может быть заключен в полимерную оболочку, которая может медленно высвобождать пероксид контролируемым образом. Оболочка может состоять из любого полимера, который способен разлагаться в течение некоторого периода времени, чтобы высвобождать упомянутые химические материалы, и обычно выбирается в зависимости от требуемой скорости высвобождения. Разложение полимера может осуществляться, например, путем гидролиза, сольволиза, плавления или с помощью других механизмов. Полимеры можно выбрать из гомополимеров и сополимеров гликолята и лактата, поликарбонатов, полиангидридов, сложных полиортоэфиров и полифосфазенов. Капсулированные пероксиды могут представлять собой капсулированный пероксид водорода, капсулированные пероксиды металлов, такие как пероксид натрия, пероксид кальция, пероксид цинка и т.д., или любые описанные здесь пероксиды, которые капсулированы в подходящем материале для ингибирования или уменьшения реакции пероксида до его добавления в воду.

Пероксидный разжижитель геля, стабилизированный или нестабилизированный, применяется в количестве, достаточном для разрушения гетерополисахаридного полимера или диутана. Оно зависит от количества применяемого гетерополисахарида и условий обработки. При более низких температурах могут потребоваться более значительные количества разжижителя геля. Во многих, если не в большинстве областей применения пероксидный разжижитель геля можно применять в количестве приблизительно от 0,001 масс.% до приблизительно 20 масс.% в расчете на массу флюида для обработки приствольной зоны, более конкретно - приблизительно от 0,005 масс.% до приблизительно 5 масс.% в расчете на массу флюида для обработки приствольной зоны, и более конкретно - приблизительно от 0,01 масс.% до приблизительно 2 масс.% в расчете на массу флюида для обработки приствольной зоны. Когда такие флюиды применяют с использованием гетерополисахарида, пероксидный разжижитель геля может быть эффективным в присутствии минерального масла или других углеводородных флюидов-носителей, или других обычно применяемых химических материалов.

Вместе с пероксидным разжижителем геля можно применять ускорители разжижения геля или катализаторы. Ускорители разжижения геля могут представлять собой железосодержащие ускорители разжижения геля, которые действуют как катализатор. Железосодержащий катализатор представляет собой соединение двухвалентного железа (II). Примеры подходящих соединений железа (II) включают в себя, но не ограничиваются перечисленным, сульфат железа (II) и его гидраты (например, гептагидрат сульфата двухвалентного железа), хлорид железа (II) и глюконат железа (II). Также можно применять порошок железа в комбинации с реагентом для регулирования pH, который обеспечивает кислотный pH. Кислотный реагент для регулирования pH может представлять собой кислоту или потенциальную кислоту.

В качестве ускорителя разжижения геля или катализатора также можно применять ионы других переходных металлов, таких как марганец (Mn).

Ускоритель разжижения геля (катализатор) также может присутствовать в капсулированной форме. Такие капсулированные материалы, ранее описанные для капсулирования пероксида, также можно применять для капсулирования ускорителей разжижения геля или катализатора.

Флюид для обработки приствольной зоны, используемый в комбинации с пероксидным разжижителем геля, находит применение в низкотемпературных окружающих средах. Стабилизированный или нестабилизированный пероксидный разжижитель геля, с добавкой ускорителя разжижения геля или без нее, эффективен при пониженных температурах, от температуры ниже комнатной (например, 0°C или более низких) вплоть до приблизительно 150°C. Пероксидный разжижитель геля особенно хорошо подходит для применения при температурах приблизительно от 20°C до приблизительно 80°C. При более низких температурах пероксидный разжижитель геля эффективен для флюида с более низкой вязкостью. При еще более низких температурах для облегчения разрушения полимерсодержащего флюида можно применять более значительные количества разжижителя геля и/или ускорителя разжижения геля.

В комбинации с пероксидным разжижителем геля можно применять разжижители геля, отличающиеся от пероксида. Они могут представлять собой кислоты, окислители и ферменты или их комбинации.

В некоторых вариантах осуществления изобретения флюид для обработки приствольной зоны также может включать в себя частицы расклинивающего наполнителя, которые в значительной степени нерастворимы во флюидах пласта. Частицы расклинивающего наполнителя, переносимые флюидом для обработки приствольной зоны, остаются в созданной трещине, тем самым удерживая трещину от смыкания, когда давление гидроразрыва ослабляется и скважина вводится в эксплуатацию. Подходящие расклинивающие материалы включают в себя, но не ограничиваются перечисленным, песок, скорлупу грецких орехов, спеченный боксит, стеклянные шарики, керамические материалы, встречающиеся в природе материалы или аналогичные материалы. Также можно применять смеси расклинивающих наполнителей. В случае применения песка, размер его частиц обычно составляет приблизительно от 20 до приблизительно 100 меш (от 0,841 мм до 0,149 мм) согласно стандарту США "U.S. Standard Mesh". Встречающиеся в природе материалы могут представлять собой естественные и/или необработанные материалы, встречающиеся в природе, а также материалы на основе встречающихся в природе материалов, которые обработаны и/или произведены. Подходящие примеры встречающихся в природе материалов в виде частиц, подходящих для применения в качестве расклинивающих наполнителей, включают в себя, но необязательно ограничиваются перечисленным: измельченную или дробленую скорлупу орехов, таких как грецкий орех, кокос, орех-пекан, миндаль, фителефас, бразильский орех и т.д.; измельченную или дробленую шелуху (включая плодовые косточки) зерен косточковых плодов, таких как слива, оливки, персик, вишня, абрикос и т.д.; измельченную или дробленую шелуху других растений, таких как кукуруза (например, сердцевины кукурузных початков или зерна кукурузы), и т.д.; обработанные древесные материалы, такие как материалы, полученные из лесоматериалов, таких как древесина дуба, древесина пекана, грецкого ореха, тополя, красного дерева и т.д., включая такие лесоматериалы, которые обработаны путем измельчения, дробления или другой формы получения частиц, обработки и т.д. Дополнительную информацию об орехах и их композиции можно обнаружить в энциклопедии Encyclopedia of Chemical Technology, Edited by Raymond E. Kirk и Donald F. Othmer, Third Edition, John Wiley & Sons, том 16, стр. 248-273 (entitled "Nuts"), Copyright 1981.

Концентрация расклинивающего наполнителя во флюиде может равняться любой концентрации, известной в данной области, и может находиться в диапазоне приблизительно от 0,05 до приблизительно 3 килограммов расклинивающего наполнителя, добавленного на литр жидкой фазы. Также любые из частиц расклинивающего наполнителя дополнительно можно покрывать смолой для возможного улучшения прочности, способности к агрегации и свойств расклинивающего наполнителя при обратном выносе.

Водная среда по настоящему изобретению может представлять собой воду или насыщенный солевой раствор. В тех вариантах осуществления изобретения, где водная среда представляет собой насыщенный солевой раствор, насыщенный солевой раствор представляет собой воду, содержащую неорганическую соль и/или органическую соль. Неорганические соли могут включать в себя галогениды щелочных металлов, такие как хлорид калия. Фаза насыщенного солевого раствора в качестве носителя также может содержать органическую соль, такую как формиат натрия или калия. Неорганические двухвалентные соли могут включать в себя галогениды кальция, такие как хлорид кальция или бромид кальция. Также можно применять бромид натрия, бромид калия или бромид цезия. Соль выбирают по соображениям совместимости, то есть когда для пластовой буровой жидкости применяется определенный солевой раствор, солевой раствор флюида для заканчивания/очистки скважины выбирают с тем же самым солевым составом.

Чтобы обеспечить ряд характеристик, включая образование улучшенной суспензии частиц, способности частиц к переносу и устойчивость газообразной фазы, во флюид для обработки приствольной зоны может быть включен волокнистый компонент. Применяемые волокна могут быть гидрофильными или гидрофобными по своей природе. Волокна могут представлять собой любой волокнистый материал такой как, но необязательно ограничиваться перечисленным, природные органические волокна, измельченные растительные материалы, синтетические полимерные волокна (в качестве неограничивающего примера: полиэфирные, полиарамидные, полиамидные, новолоидные волокна или полимерные волокна новолоидного типа), фибриллированные синтетические органические волокна, керамические волокна, неорганические волокна, металлические волокна, металлические филаментные нити, углеродные волокна, стеклянные волокна, керамические волокна, волокна из природных полимеров и любые смеси указанных волокон. Особенно применимыми волокнами являются полиэфирные волокна с покрытием для придания высокой гидрофильности, такие как, но не ограничиваясь перечисленным, полиэтилентерефталатные (PET) волокна DACRON®, поступающие в продажу от компании Invista Corp., Wichita, Kansas, USA, 67220. Другие примеры применимых волокон включают в себя, но не ограничиваются перечисленным, волокна на основе сложных полиэфиров полимолочной кислоты, волокна на основе сложных полиэфиров полигликолевой кислоты, волокна на основе поливинилового спирта и т.п. В случае его применения во флюидах по изобретению волокнистый компонент можно включать в концентрациях приблизительно от 1 до приблизительно 15 граммов на литр жидкой фазы флюида, в частности, концентрация волокна может составлять приблизительно от 2 до приблизительно 12 граммов на литр жидкости, и более конкретно - приблизительно от 2 до приблизительно 10 граммов на литр жидкости.

Флюиды для обработки приствольной зоны дополнительно могут содержать другие добавки и химические материалы, которые, как известно специалистам в данной области, обычно применяются для нефтепромысловых применений. Они включают в себя, но необязательно ограничиваются перечисленным, материалы, такие как поверхностно-активные вещества, в добавление к тем, что перечислены выше, ускорители разжижения геля в дополнение к тем, что перечислены выше, раскислители, кислоты или хелатообразователи для растворения твердых веществ в скважине, спирты, ингибиторы образования окалины, ингибиторы коррозии, добавки для снижения водоотдачи флюида, бактерицидные средства, поверхностно-активные вещества для уменьшения капиллярного давления или поверхностного натяжения т.п. Они также могут включать в себя вспомогательное поверхностно-активное вещество для оптимизации вязкости или сведения к минимуму образования стабильных эмульсий, которые содержат компоненты сырой нефти или полисахарид, или химически модифицированный полисахарид; полимеры, такие как целлюлоза, дериватизированная целлюлоза, гуаровая смола, дериватизированная гуаровая смола, ксантановая смола, или синтетические полимеры, такие как полиакриламиды и полиакриламидные сополимеры, окислители, такие как персульфат аммония и бромат натрия; и биоциды, такие как 2,2-дибром-3-нитрилопропионамин.

Флюиды для обработки приствольной зоны по изобретению, в которых используется пероксидный разжижитель геля, в частности, применяются для разрушения диутановых полимеров, как описано ранее, при более низкой температуре окружающих сред, где традиционные разжижители геля не так эффективны. Однако флюиды для обработки приствольной зоны также можно применять при более высоких температурах окружающих сред.

В некоторых случаях, когда для усиления разрушающего действия разжижителей геля применяют ускорители разжижения геля, как в случаях относительно низких температур, таких как приблизительно от 0°C до приблизительно 130°C, или даже приблизительно от 35°C до приблизительно 95°C), можно использовать хелатообразователи и/или реагенты для регулирования содержания железа (восстановители) для уменьшения возможного загрязнения пласта железом. Хелатообразователи могут включать в себя любой подходящий хелатообразователь, такой как N-(2-гидроксиэтил)этилендиамин-N,N',N'-триуксусная кислота (HEDTA) и ее соли, этилендиаминтетрауксусная кислота (EDTA) и ее соли, нитрилотриуксусная кислота и ее соли, этанолдиглицин и его соли, диэтилентриаминпентауксусная кислота (DTPA) и ее соли, этиленгликольтетрауксусная кислота (EGTA) и ее соли, фосфоновые кислоты и соли и т.д., и их комбинации. Реагенты для регулирования загрязнения пласта железом (восстановители) могут включать в себя: гидроксиметилсульфинаты, D-изоаскорбиновую кислоту (или эриторбиновую кислоту) и ее соли, включая эриторбат натрия, аскорбиновую кислоту и ее соли, L-аскорбиновую кислоту и ее соли, D-эритроаскорбиновую кислоту и ее соли, тиолы, такие как тиогликолевая кислота и ее соли, и т.д., и их комбинации.

Флюиды по изобретению можно применять для гидравлического разрыва находящегося в недрах земли пласта. Способы гидравлического разрыва находящегося в недрах земли пласта известны специалистам в данной области и включают в себя нагнетание флюида для разрыва пласта в буровую скважину и окружающий пласт. Давление флюида выше минимального напряжения в горных породах по месту нахождения, поэтому в пласте происходит создание или расширение трещин. См. публикации: Stimulation Engineering Handbook, John W. Ely, Pennwell Publishing Co., Tulsa, Okla. (1994), патент США № 5551516 (Normal и др.), "Oilfield Applications", Encyclopedia of Polymer Science and Engineering, том 10, стр. 328-366 (John Wiley & Sons, Inc. New York, N. Y., 1987) и процитированные в них ссылки, информация о которых предоставлена.

При гидравлическом разрыве пласта флюиды по настоящему изобретении можно применять для обработки опорной подкладки, на стадии введения расклинивающего наполнителя или в том и другом случае. Компоненты жидкой фазы можно смешивать на поверхности. Альтернативно флюид можно готовить на поверхности и нагнетать вниз через насосно-компрессорные трубы, в то время как газообразный компонент можно нагнетать через затрубное пространство для их смешивания в забое скважины или наоборот.

В качестве другой области применения флюиды для обработки приствольной зоны применяют для очистки скважины. Термин "очистка скважины" или "очистка трещины" относится к процессу удаления флюида для разрыва пласта (без расклинивающего наполнителя) из трещины и из ствола скважины после того, как завершится процесс гидроразрыва. Способы ускорения очистки трещин традиционно включают в себя уменьшение вязкости флюида для гидроразрыва пласта до практически осуществимой, чтобы он более легко циркулировал обратно по направлению к стволу скажины.

В некоторых вариантах осуществления очистки флюиды для обработки приствольной зоны и способы их применения используют для очистки ранее не поддающихся очистке стволов скважин вплоть до очень высоких температур, таких как температуры приблизительно до 325°F или даже выше. В некоторых аспектах способ объединяет оптимизированную струйную форсунку и флюиды для очистки с необязательным программным обеспечением производственного процесса и необязательным мониторингом в режиме реального времени. Согласно некоторым способам, извлеченный расклинивающий наполнитель в виде песка и мелких частиц, остающихся после гидроразрыва, или излишек гравия от технологических операций по заполнению скважинного фильтра гравием можно эффективно удалять, тем самым оставляя ствол скважины в оптимальном состоянии, удовлетворяющем требованиям добычи углеводородов и эксплуатации скважинных приборов.

В некоторых случаях для удаления извлеченного расклинивающего наполнителя в виде песка и мелких частиц, остающихся после гидроразрыва, или излишка гравия от технологических операций по заполнению скважинного фильтра гравием можно применять гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра. В случае их применения гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра могут включать в себя приспособление с форсункой, разработанное для эффективного удаления твердых веществ из ствола скважины с применением описанных здесь флюидов для обработки приствольной зоны. Специальные наклонные отверстия в теле форсунки могут создавать вихревой эффект, который создает во флюиде водоворот для выноса удаляемых частиц на поверхность. С помощью реактивной энергии форсунки песок может взбалтываться и увлекаться флюидом для очистки скважины, который может помочь предохранять частицы от перемещения вглубь позади форсунки и эффективно переносить песок снизу вверх, к стволу скажины.

Согласно одному из аспектов, способ очистки ствола скважины включает в себя применение водосодержащего флюида для обработки приствольной зоны на основе диутанового гетерополисахарида и пероксидного разжижителя геля для разрушения (уменьшения) вязкости флюида. Устройство из гибких насосно-компрессорных труб малого диаметра, которое включает в себя один или несколько наборов очистительных форсунок, вводят в ствол скажины. Через гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра флюид для обработки приствольной зоны доставляется в ствол скважины, чтобы облегчить дальнейшее смешивание флюида для обработки приствольной зоны и скважинных твердых веществ в стволе скажины. Затем вязкость смеси флюида для обработки приствольной зоны и скважинных твердых веществ уменьшают либо в стволе скажины, на поверхности, либо и в том и другом месте.

При еще одном варианте осуществления настоящее изобретение относится к применению флюидов по изобретению для заполнения скважинного фильтра гравием. В качестве флюида для заполнения скважинного фильтра флюид может содержать гравий или песок и другие необязательные добавки, такие как реагенты для очистки от фильтрационных кеков, такие как упомянутые выше хелатообразователи или кислоты (например, хлористоводородную, фтористоводородную, муравьиную, уксусную, лимонную кислоту), ингибиторы коррозии, ингибиторы образования окалины, биоциды, реагенты для регулирования утечки, среди прочего. Для такой области применения обычно подходящими являются гравий или песок с размером частиц от 8 до 70 меш (от 2,38 мм до 0,21 мм) согласно по стандарту США "U.S. Standard Sieve Series mesh".

Следующие примеры приведены для иллюстрации получения и характеристик водосодержащих флюидов, содержащих диутановые гетерополисахариды и пероксидный разжижитель геля и/или ускоритель разжижения геля (катализатор), и не должны истолковываться как ограничивающие объем изобретения, если специально не указано в прилагаемой формуле изобретения. Все процентные соотношения, концентрации, отношения, части и т.д. приведены в расчете на массу, если не указано иначе или не очевидно из контекста их применения.

ПРИМЕРЫ

Пример 1

Полимерсодержащие флюиды получали из пресной воды и диутановой смолы. Применяли три различных загрузки диутановой смолы: 1,1 масс.%, 0,57 масс.% и 0,28 масс.% в расчете на массу флюидов. В то же самое время, когда флюиды вводили в чашку емкости вискозиметра, добавляли 0,72 масс.% разжижителя геля в виде пероксида мочевины. Применяемый в примерах пероксид мочевины находился в порошкообразной форме, полученной от компании Sigma-Aldrich. Во всех приведенных здесь примерах вискозиметр представлял собой вискозиметр типа Fann 50 с измерением вязкостей при скорости сдвига 40 с-1, чтобы уменьшить повреждение флюида при сдвиге. В данном примере вязкость регистрировали при 200°F (93,3°C). Результаты представлены на фигуре 1. Как показано на фигуре 1, флюид с 0,28%-ным содержанием полимера разрушался намного быстрее, чем флюиды с более высокими концентрациями диутана. Для всех флюидов наблюдалось падение вязкости.

Пример 2

Полученный по примеру 1 0,28%-ный диутансодержащий флюид, содержащий 0,72% пероксида мочевины в качестве разжижителя геля, подвергали испытанию для определения влияния на флюид температуры. Как показано на фигуре 2, 0,28%-ный диутансодержащий флюид очень долго подвергался разрушению при более низкой температуре 150°F (65,6°C) по сравнению с более высокой температурой 200°F (93,3°C).

Пример 3

Проводили оценку свойств флюида, содержащего 0,28% диутановой смолы, полученного по примеру 1, при температуре 200°F (93,3°C) с различными количествами (0,48 масс.% и 0,72 масс.%) пероксида мочевины в качестве разжижителя геля. Результаты представлены на фигуре 3. Более высокая доза пероксида мочевины в качестве разжижителя геля во флюиде приводила к более быстрому разрушению диутансодержащего флюида.

Пример 4

Полученные по примеру 1 полимерсодержащие флюиды, содержащие 0,28% диутановой смолы и 0,72% пероксида мочевины в качестве разжижителя геля, подвергали испытанию при температуре около 100°F (38°C) с применением ускорителя разжижения геля (катализатора) и без него. Применяемый в примерах ускоритель разжижения геля представлял собой гептагидрат сульфата двухвалентного железа (FeSО4·7H2О) в форме порошка от компании J. T. Baker. Ускоритель разжижения геля применяли в количествах 0,12 масс.% и 0,24 масс.%. Как показано на фигуре 4, флюид без ускорителя разжижения геля (катализатора) с трудом разрушался спустя 400 минут. Когда применяли 0,12% ускорителя разжижения геля, флюид быстро разрушался, а при добавлении 0,24% ускорителя разжижения геля, флюид разрушается еще быстрее.

Пример 5

Полимерсодержащий флюид, содержащий 0,28% диутановой смолы, получали с 0,48% гептагидрата сульфата двухвалентного железа в качестве ускорителя разжижения геля по примеру 4, но при отсутствии пероксида мочевины в качестве разжижителя геля. Наблюдали, что полимерсодержащий флюид в таких условиях не разрушался при 100°F (38°C).

Пример 6

Получали полимерсодержащий флюид, содержащий 0,28% диутановой смолы по примеру 1, 0,72 масс.% пероксида мочевины в качестве разжижителя геля и 0,85 масс.% триэтаноламина. Полимерсодержащий флюид подвергали испытанию при температуре около 100°F (38°C), при которой разрушения не происходило.

Пример 7

Получали полимерсодержащий флюид, содержащий 0,28% диутановой смолы, 0,06% пероксида мочевины в качестве разжижителя геля и 0,06% гептагидрата сульфата двухвалентного железа в качестве катализатора или ускорителя разжижения геля. Флюид подвергали испытанию при температуре 150°F (65,6°C). Как показано на фигуре 5, флюид легко разрушался при данной температуре.

Пример 8

Получали два флюида с водой и 0,28%-ным содержанием диутановой смолы. К одному из образцов добавляли 0,14% персульфата аммония в форме порошка и 0,06% гептагидрата сульфата двухвалентного железа в качестве ускорителя разжижения геля (катализатор). Полученный флюид сравнивали с другим флюидом, содержащим 0,06% пероксида мочевины в качестве разжижителя геля и 0,06% гептагидрата сульфата двухвалентного железа в качестве ускорителя разжижения геля. Концентрация одинарных связей кислород-кислород в 0,14%-ном персульфате аммония приблизительно равна концентрации таких связей в 0,06%-ном пероксиде мочевины. Флюиды подвергали испытанию при 150°F (65,6°C). Результаты показаны на фигуре 6. Как можно видеть, флюид, содержащий персульфат аммония, более быстро подвергался разрушающему действию, чем флюид, содержащий пероксид мочевины. В зависимости от того, как быстро требуется разрушить диутансодержащий флюид, в качестве разжижителя геля можно применять либо персульфат аммония, либо пероксид мочевины.

Пример 9

Получали два флюида с водой и 0,28%-ным содержанием диутановой смолы. К одному из образцов добавляли 0,72% перкарбоната натрия без ускорителя разжижения геля. К другому образцу добавляли 0,24% перкарбоната натрия и 0,42% гептагидрата сульфата двухвалентного железа в качестве ускорителя разжижения геля. В воде перкарбонат натрия высвобождает пероксид водорода и карбонат натрия, который увеличивает pH флюида. Флюиды подвергали испытанию при 180°F (82,2°C). Согласно результатам, приведенным на фигуре 7, флюид с 0,72%-ным содержанием перкарбоната натрия после разрушения флюида имел pH приблизительно 10,7. Согласно результатам, приведенным на фигуре 8, флюид с 0,24%-ным содержанием перкарбоната натрия и 0,42%-ным содержанием гептагидрата сульфата двухвалентного железа в качестве ускорителя разжижения геля разрушался намного быстрее и pH флюида после разрушения составлял приблизительно 5,5.

Примеры 10-14

В данных примерах проиллюстрированы хелатообразователи, способствующие регулированию загрязнения окружающей среды железом. Получали типичный основной флюид с промысловой водой (в основном чистая вода с низким содержанием солей и низкой жесткостью), содержащий 0-2% KCl, 0,24% диутановой смолы, приблизительно 0,21% пенообразователя, такого как определенный амфотерный алкиламин. С помощью уксусной кислоты доводили pH основного флюида приблизительно до 4. Затем добавляли к флюиду разжижитель(и) геля и ускоритель(и) разжижения геля и измеряли вязкость флюида с помощью вискозиметра типа Fann 50 с конфигурацией R1/B5 ротор/отвес при скорости сдвига 100/с с последующим описанием по стандарту Американского нефтяного института API RP 39.

На фигуре 9 показана вязкость при 65,6°C основного флюида, смешанного с 0,12% пероксида мочевины в качестве разжижителя геля и 0,12% гептагидрата сульфата двухвалентного железа в качестве ускорителя разжижения геля (катализатор), потенциально создающего проблемы загрязнения окружающей среды железом. После измерения флюид выглядел коричневым при RT (комнатной температуре), что означало наличие во флюиде значительного количества ионов Fe3+. На фигуре 10 показана вязкость при 65,6°C основного флюида, смешанного с 0,24% персульфата аммония в качестве разжижителя геля и 0,06% гептагидрата сульфата двухвалентного железа в качестве ускорителя разжижения геля (катализатор), потенциально также создающего проблемы загрязнения окружающей среды железом. После измерения флюид выглядел коричневым при комнатной температуре, что означало наличие во флюиде значительного количества ионов Fe3+. Такие ионы Fe3+ потенциально могут образовывать железную окалину/осадки, которые могут нанести ущерб пласту.

Для иллюстрации того, как HEDTA (N-(2-гидроксиэтил)этилендиамин-N,N,,N'-триуксусная кислота) и ее соли могут способствовать регулированию загрязнения окружающей среды железом, получали раствор, содержащий приблизительно 17% N-(2-гидроксиэтил)этилендиамин-N,N',N'-триацетата тринатрия (HEDTA-Na3) и с помощью HCl доводили его pH приблизительно до 4. К диутансодержащему основному флюиду добавляли комбинацию из 0,12% пероксида мочевины в качестве разжижителя геля, 0,12% гептагидрата сульфата двухвалентного железа и 1% раствора HEDTA-Na3 (содержащего 0,17% HEDTA-Na3). HEDTA добавляли в достаточном количестве, чтобы ионы железа во флюиде могли бы эффективно образовывать хелатное соединение. Измеряли вязкость при 65,6°C и отражали полученные данные на фигуре 11. После измерения флюид выглядел зеленоватым при комнатной температуре, что подтверждало наличие во флюиде железа в основном в виде Fe2+. По-видимому, хелатообразователи не замедляют скорость разрушения диутансодержащего флюида. С другой стороны, хелатообразователи предохраняют сульфат двухвалентного железа от окисления до ионов Fe3+, которые могли бы образовывать железную окалину/осадки и наносить ущерб пласту.

Для иллюстрации того, что EDTA (этилендиаминтетрауксусную кислоту) и ее соли можно применять в качестве реагента для регулирования загрязнения железом, получали раствор, содержащий около 28% дикалиевой соли этилендиаминтетраацетата (EDTA-2P), с pH около 4,5-5,0. К диутансодержащему основному флюиду добавляли комбинацию из 0,12% пероксида мочевины в качестве разжижителя геля, 0,12% гептагидрата сульфата двухвалентного железа и 0,48% раствора EDTA-2P (содержащего 0,13% EDTA-2P). EDTA-2P добавляли в достаточном количестве, чтобы все ионы железа во флюиде могли бы образовывать хелатное соединение. Измеряли вязкость при 65,6°C и отражали полученные данные на фигуре 12. После измерения флюид выглядел зеленоватым при комнатной температуре, что означало наличие во флюиде железа в основном в виде Fe2+. По-видимому, хелатообразователи не замедляют скорость разрушения диутансодержащего флюида, но предохраняют сульфат двухвалентного железа от окисления до ионов Fe3+. Когда к диутансодержащему основному флюиду добавляли только 0,24% раствора EDTA-2P, сохраняя при этом такое же содержание пероксида мочевины и сульфата двухвалентного железа, флюид все еще разрушался в рамках аналогичного временного интервала. Однако после разрушения флюид выглядел желто-коричневым, что означало наличие во флюиде значительного количества ионов Fe3+.

В качестве реагента для регулирования загрязнения окружающей среды железом можно применять нитрилотриуксусную кислоту и ее соли. В примере к диутансодержащему основному флюиду добавляли 0,24% персульфата аммония, 0,06% гептагидрата сульфата двухвалентного железа и 0,041% нитрилотриуксусной кислоты. Вязкость измеряли при 65,6°C и отражали полученные данные на фигуре 13. После измерения флюид выглядел зеленоватым при комнатной температуре, что означало наличие во флюиде железа в основном в виде Fe2+. Нитрилотриуксусная кислота предохраняет сульфат двухвалентного железа в качестве ускорителя разжижения геля от окисления до ионов Fe3+, которые могли бы образовывать железную окалину/осадки и наносить ущерб пласту. При содержании более низком, чем 0,041%, нитрилотриуксусная кислота работала аналогичным образом.

Другие хелатообразователи, которые также могут служить в качестве реагентов для регулирования загрязнения окружающей среды железом, включают в себя, но не ограничиваются перечисленным, этанолдиглицин и его соли, диэтилентриаминпентауксусную кислоту (DTPA) и ее соли, этиленгликольтетрауксусную кислоту (EGTA) и ее соли, фосфоновые кислоты и соли т.д.

Примеры 15 и 16

С помощью данных примеров проиллюстрированы восстановители железа, способствующие регулированию загрязнения окружающей среды железом. К диутансодержащему основному флюиду, описанному в примерах 10-14, добавляли комбинацию из 0,24% персульфата аммония, 0,06% гептагидрата сульфата двухвалентного железа и 0,012% эриторбата натрия. Измеряли вязкость при 65,6°C и отражали полученные данные на фигуре 14. После измерения флюид выглядел зеленоватым при комнатной температуре, что означало наличие во флюиде железа в виде Fe2+. По-видимому, восстановитель эриторбат натрия не замедляет скорости разрушения диутансодержащего флюида. С другой стороны, восстановитель предохраняет сульфат двухвалентного железа от окисления до ионов Fe3+, которые могли бы образовывать железную окалину/осадки и наносить ущерб пласту. По-видимому, увеличение процентного содержания эриторбата натрия выше 0,012% не улучшает разрушающие эксплуатационные характеристики в отношении скорости разрушения, конечной вязкости, окраски флюида после разрушения и т.д.

В еще одном примере к диутансодержащему основному флюиду добавляли 0,24% персульфата аммония, 0,06% гептагидрата сульфата двухвалентного железа и 0,06% гидроксиметилсульфината натрия. Измеряли вязкость при 65,6°C и отражали полученные данные на фигуре 15. После измерения флюид выглядел зеленоватым при комнатной температуре, что подтверждало наличие во флюиде железа в виде Fe2+. По-видимому, восстановитель гидроксиметилсульфинат натрия не замедляет скорость разрушения диутансодержащего флюида, а вместо этого предохраняет сульфат двухвалентного железа от окисления до ионов Fe3+. Уменьшение процентного содержания гидроксиметилсульфината натрия по массе до 0,024% приводило к разрушенному флюиду со слегка желтым цветом, что подтверждает наличие во флюиде некоторого количества ионов Fe3+, когда количество гидроксиметилсульфината натрия является недостаточным.

Другие реагенты для регулирования загрязнения окружающей среды железом (восстановители), которые могут быть эффективны при регулировании загрязнения окружающей среды железом, включают в себя, но не ограничиваются перечисленным, D-изоаскорбиновую кислоту (или эриторбиновую кислоту) и ее соли, включая эриторбат натрия, аскорбиновую кислоту и ее соли, L-аскорбиновую кислоту и ее соли, D-эритроаскорбиновую кислоту и ее соли, тиолы, такие как тиогликолевая кислота и ее соли, и т.д.

Несмотря на то, что изобретение показано только в некоторых его формах, специалистам в данной области техники должно быть очевидно, что оно не ограничивается перечисленным, а допускает различные изменения и модификации, не выходящие за пределы объема изобретения. Соответственно, закономерно, что прилагаемая формула изобретения должна толковаться расширительно и в соответствии с объемом изобретения.

1. Флюид для обработки приствольной зоны, применяемый для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины, содержащий:
водную среду;
диутановый гетерополисахарид с повторяющимся тетрасахаридным звеном в основной полимерной цепи, как представлено в формуле:

в которой в повторяющемся звене присутствуют, по меньшей мере, три различных сахарида,
в которой сахариды представляют собой D-глюкозу, D-глюкуроновую кислоту и либо L-рамнозу, либо L-маннозу;
в которой M+ представляет собой ионную частицу;
в которой R1, R2, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 и R10 выбраны из группы, состоящей из атома водорода, метила, ацетила, глицерила или сахаридной группы, содержащей от одной до трех сахаридных единиц;
в которой R11 представляет собой метильную или метилольную группу; и
в которой средневесовая молекулярная масса (Mw) гетерополисахарида составляет приблизительно от 105 до приблизительно 107;
пероксидный разжижитель геля, реагирующий с диутаном;
ускоритель разжижения геля или катализатор, который представляет собой, по меньшей мере, один, выбранный из сульфата железа (II) и его гидратов, хлорида железа (II), порошка железа с реагентом для регулирования pH и комбинаций упомянутых материалов; и
реагент для регулирования загрязнения пласта железом.

2. Флюид для обработки приствольной зоны по п.1, в котором реагент для регулирования загрязнения железом выбран из группы, состоящей из N-(2-гидроксиэтил)этилендиамин-N,N′,N′-триуксусной кислоты (HEDTA) и ее солей, этилендиаминтетрауксусной кислоты (EDTA) и ее солей, нитрилотриуксусной кислоты и ее солей, этанолдиглицина и его солей, диэтилентриаминпентауксусной кислоты (DTPA) и ее солей, этиленгликольтетрауксусной кислоты (EGTA) и ее солей, фосфоновых кислот и их солей, эриторбата натрия, гидроксиметилсульфинатов, D-изоаскорбиновой кислоты (или эриторбиновой кислоты) и ее солей, аскорбиновой кислоты и ее солей, L-аскорбиновой кислоты и ее солей, D-эритроаскорбиновой кислоты и ее солей, тиогликолевой кислоты и ее солей, других тиолов и любой их комбинации.

3. Флюид для обработки приствольной зоны по п.1, в котором флюид для обработки приствольной зоны дополнительно содержит поверхностно-активное вещество, электролит и/или газообразный компонент.

4. Флюид для обработки приствольной зоны по п.1, в котором пероксидный разжижитель геля представляет собой стабилизированный пероксидный разжижитель геля.

5. Флюид для обработки приствольной зоны по п.1, в котором пероксидный разжижитель геля выбран из группы, состоящей из пероксида водорода, перкарбоната натрия, перкарбоната калия, перкарбоната аммония, персульфата натрия, персульфата калия, персульфата аммония, пербората натрия, супероксидов (надперекисей), пероксидов металлов, органических пероксидов, пероксида мочевины, перкарбонатов, персульфатов, перборатов и их гидратов, пероксидов, стабилизированных поверхностно-активными веществами, капсулированных пероксидов или комбинаций упомянутых материалов.

6. Флюид для обработки приствольной зоны по п.1, в котором пероксидный разжижитель геля содержится во флюиде в количестве приблизительно от 0,001 мас.% до приблизительно 20 мас.% в расчете на массу флюида.

7. Флюид для обработки приствольной зоны по п.1, в котором диутановый гетерополисахарид содержится во флюиде в количестве приблизительно от 0,01 мас.% до приблизительно 4 мас.% расчете на массу флюида для обработки приствольной зоны.

8. Флюид для обработки приствольной зоны по п.1, в который не включен сшивающий агент для эффективного увеличения вязкости флюида для обработки приствольной зоны.

9. Флюид для обработки приствольной зоны по п.1, в котором реагент для регулирования загрязнения железом выбран из группы, состоящей из N-(2-гидроксиэтил)этилендиамин-N,N′,N′-триуксусной кислоты (HEDTA) и ее солей, этилендиаминтетрауксусной кислоты (EDTA) и ее солей, нитрилотриуксусной кислоты и ее солей, этанолдиглицина и его солей, диэтилентриаминпентауксусной кислоты (DTPA) и ее солей, этиленгликольтетрауксусной кислоты (EGTA) и ее солей, фосфоновых кислот и их солей, эриторбата натрия, гидроксиметилсульфинатов, D-изоаскорбиновой кислоты (или эриторбиновой кислоты) и ее солей, аскорбиновой кислоты и ее солей, L-аскорбиновой кислоты и ее солей, D-эритроаскорбиновой кислоты и ее солей, тиогликолевой кислоты и ее солей, других тиолов и любой их комбинации.

10. Способ обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины, способ включает в себя:
обеспечение флюида для обработки приствольной зоны, содержащего водную среду, полимерный загуститель, пероксидный разжижитель геля, ускоритель разжижения геля или катализатор; и реагент для регулирования загрязнения железом; и
введение флюида для обработки приствольной зоны в пласт через ствол скважины.

11. Способ по п.10, в котором флюид для обработки приствольной зоны дополнительно содержит поверхностно-активное вещество, электролит и/или газообразный компонент.

12. Способ по п.10, при условии, что во флюид не включен сшивающий агент для эффективного увеличения вязкости флюида для обработки приствольной зоны.

13. Способ по п.10, в котором флюид для обработки приствольной зоны вводят в часть пласта с температурой 93,3°C или менее.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к использованию текучей среды для обработки скважины. Способ повышения продуктивности формации, в которую проходит скважина, посредством введения в скважину текучей среды для обработки скважины, содержащей негидратированную борированную галактоманнановую камедь - НБГК, при этом более чем одна продуктивная зона в формации является изолированной от другой зоны посредством отверждения текучей среды для обработки скважины для повышения продуктивности формации.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных и газовых залежей с неоднородными, высокобводненными, пористыми и трещиновато-пористыми, низко- и высокотемпературными продуктивными пластами.
Изобретение относится к водным пенообразующим композициям, используемым в нефтяной промышленности. Композиция для получения устойчивой пены с высокой совместимостью с углеводородами включает водную жидкость, по меньшей мере, один растворимый или диспергируемый в воде пенообразователь - кремнийсодержащий простой полиэфир, содержащийся в водной жидкости, и неводную жидкость, где водная жидкость включает воду и солевой раствор, неводная жидкость включает жидкие углеводороды.

В настоящем изобретении предложены способы обработки углеводородных текучих сред с целью уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе.

Изобретение относится к извлечению нефти и к методу повышенного извлечения нефти. Способ извлечения нефти из подземного пласта включает закачивание в этот пласт водной композиции, содержащей в качестве поверхностно-активного вещества алкил- или алкенилолигогликозида указанной общей формулы и дополнительное поверхностно-активное вещество - ПАВ, где в качестве дополнительного ПАВ водная композиция содержит анионные ПАВ, выбранные из алкоксилированных алк(ен)илсульфатов, при этом содержание алкил- или алкенилолигогликозида составляет 0,01-6% масс., весовое соотношение алкил- или алкенилолигогликозида формулы (I) и указанного дополнительного ПАВ равно от 10:90 до 90:10, а вода в указанной водной композиции имеет полный уровень растворенных солей вплоть до около 200000 ч./млн.
Изобретение относится к усовершенствованному способу добычи нефти. Способ добычи нефти вторичным методом в нефтеносном пласте, имеющем зоны высокой проницаемости, образующие предпочтительные проходы для нагнетаемой жидкости, содержащий следующие стадии: а) блокирование предпочтительных проходов посредством нагнетания в пласт водного раствора, основанного на водорастворимых полимерах с концентрацией, обеспечивающей большую вязкость водного раствора по сравнению с вязкостью нефти, б) по завершении стадии а) нагнетание водного раствора, имеющего состав, идентичный составу, использованному на стадии а), с более низкой концентрацией полимера.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи за счет эффективного использования полимердисперсной системы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности.

Изобретение относится к жидкостям для технического обслуживания ствола скважин. Способ включает: введение в ствол скважины жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащей катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от 300000 дальтон до 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно ее общего объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита и карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F).

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин. Тампонажный состав для цементирования скважин с низким пластовым давлением включает 60,5-63,7 мас.% портландцемента, 0,61-1,53 мас.% соли алюминия.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - уменьшение показателя высокотемпературной фильтрации бурового раствора.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи. При разработке нефтяной залежи ведут отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов с карбонатным коллектором. Технический результат - повышение нефтевытесняющих свойств состава, увеличение проницаемости карбонатного коллектора пласта как с высокой пластовой температурой или при паротепловом воздействии, так и с низкой пластовой температурой.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для изоляции притока пластовых вод в скважинах, расположенных в сильно обводненных зонах при проведении капитального ремонта скважин (КРС) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - восстановление газогидродинамической связи скважины со слабосцементированным терригенным продуктивным пластом без разрушения скелета пород-коллекторов в условиях аномально низкого пластового давления.
Изобретение относится к водным пенообразующим композициям, используемым в нефтяной промышленности. Композиция для получения устойчивой пены с высокой совместимостью с углеводородами включает водную жидкость, по меньшей мере, один растворимый или диспергируемый в воде пенообразователь - кремнийсодержащий простой полиэфир, содержащийся в водной жидкости, и неводную жидкость, где водная жидкость включает воду и солевой раствор, неводная жидкость включает жидкие углеводороды.

В настоящем изобретении предложены способы обработки углеводородных текучих сред с целью уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе.

Изобретение относится к извлечению нефти и к методу повышенного извлечения нефти. Способ извлечения нефти из подземного пласта включает закачивание в этот пласт водной композиции, содержащей в качестве поверхностно-активного вещества алкил- или алкенилолигогликозида указанной общей формулы и дополнительное поверхностно-активное вещество - ПАВ, где в качестве дополнительного ПАВ водная композиция содержит анионные ПАВ, выбранные из алкоксилированных алк(ен)илсульфатов, при этом содержание алкил- или алкенилолигогликозида составляет 0,01-6% масс., весовое соотношение алкил- или алкенилолигогликозида формулы (I) и указанного дополнительного ПАВ равно от 10:90 до 90:10, а вода в указанной водной композиции имеет полный уровень растворенных солей вплоть до около 200000 ч./млн.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным вяжущим веществам для крепления паронагнетательных скважин. Технический результат - получение тампонажного материала, обеспечивающего быстрое твердение при нормальных температурах и обеспечивающего получение термостойкости цементного камня с высокими прочностными характеристиками при температурах 150-250°C. Тампонажный материал содержит портландцемент, кремнеземсодержащий компонент, ускоритель твердения хлорид кальция и пластификатор, причем портландцемент, хлорид кальция и кремнеземсодержащий компонент подвергнуты совместной дезинтеграторной обработке, а кремнеземсодержащий компонент состоит из трепела и кварцевого песка при соотношении 1:10, кроме того, тампонажный материал дополнительно содержит расширяющую добавку и армирующую добавку при следующем соотношении, мас.%: портландцемент - 50-70, кремнеземсодержащий компонент, включающий трепел и кварцевый песок в соотношении 1:10 - 30-50, армирующая добавка - 0,2-0,3 сверх 100%, пластификатор - 0,1-1,0 сверх 100%, хлорид кальция - 0,1-3,0 сверх 100%, расширяющая добавка - 3,0-5,0 сверх 100%. 1 пр., 3 табл.
Наверх