Полимерная жидкость с инициируемым загустеванием для закачивания в пласт и способы ее применения

Авторы патента:


Полимерная жидкость с инициируемым загустеванием для закачивания в пласт и способы ее применения
Полимерная жидкость с инициируемым загустеванием для закачивания в пласт и способы ее применения
Полимерная жидкость с инициируемым загустеванием для закачивания в пласт и способы ее применения

 


Владельцы патента RU 2544932:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Настоящее изобретение относится к эксплуатации углеводородсодержащих пластов или нагнетательных скважин. Способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: a) обеспечение композицией, включающей инициатор загустевания, изменяющий pH, и полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) активизацию действия инициатора загустевания pH для смещения pH композиции в указанную область его значений и d) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки. По другому варианту способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: а) обеспечение композицией, содержащей полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) обеспечение инициатора загустевания, изменяющего pH; d) активацию действия инициатора загустевания для смещения pH композиции в указанную область его значений и е) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности инициирования и контролирования образования пробок. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 5 пр., 3 ил.

 

Перекрестная ссылка на родственную заявку

[0001] В настоящей заявке испрашивается приоритет по дате подачи предварительной заявки на патент США серийного номера 12/976395, под названием «Полимерная жидкость с инициируемым загустеванием для закачивания в пласт и способы ее применения», поданной 22 декабря 2010 года, которая включена в настоящий документ путем ссылки в полном объеме.

Область техники

[0002] Настоящее изобретение относится, в основном, к эксплуатации углеводородсодержащих пластов или нагнетательных скважин. Более конкретно, настоящее изобретение относится к химическому разобщению или смещению пластов и основано на свойствах гидратации некоторых биополимеров, в основном, гуаровых производных.

Уровень техники

[0003] Описания в этой области дают лишь базовую информацию, связанную с настоящим описанием, и не могут составлять известный уровень техники.

[0004] Углеводороды (нефть, конденсат и газ) обычно добываются из скважин, которые бурятся в содержащие их пласты. По целому ряду причин, таких как низкая, по своей сути, проницаемость коллекторов или повреждение пласта, вызванное бурением и заканчиванием скважины, поток углеводородов в скважину находится на неприемлемо низком уровне. В этом случае скважину «стимулируют», например, при помощи гидравлического разрыва, химического (обычно кислотного) стимулирования или комбинацией этих двух способов (называемой кислотным разрывом или кислотным гидроразрывом).

[0005] Гидравлический разрыв включает закачивание жидкостей в пласт под высоким давлением и при высокой скорости, таким образом, чтобы пластовая порода разрушилась, образуя разрыв (или сеть разрывов). Для предотвращения смыкания трещин после снижения давления в разрывающие жидкости обычно вводятся после подушки расклинивающие агенты. При обработке химическим (кислотным) стимулированием, потокоемкость увеличивается за счет растворения материалов в пласте.

[0006] При гидравлическом и кислотном разрыве обычно в пласт сначала вводят вязкую жидкость, называемую «подушкой», для инициации и распространения разрыва. После этого вводят вторую жидкость, которая содержит расклинивающий агент для предотвращения смыкания трещин после снижения давления. Гранулированные расклинивающие агенты могут включать песок, керамические шарики или другие материалы. При «кислотном» разрыве вторая жидкость содержит кислоту или другое химическое вещество, такое как хелатирующий агент, которое может растворять часть породы, обуславливая неравномерное травление поверхности разрыва и удаление некоторого количества минерального вещества, приводя к тому, что разрыв не может полностью закрыться при остановке нагнетания. Иногда гидравлический разрыв выполняется без высоковязкой жидкости (то есть реагентом на водной основе) для минимизации расходов на полимеры или другие загустители.

[0007] При стимулировании гидравлическим разрывом или химическом стимулировании многопластовых нефтегазоносных зон желательно обрабатывать многопластовые зоны в несколько этапов. При разрыве многопластовой зоны разрывается первая продуктивная зона. Затем разрывающая жидкость отводится на следующий этап для разрыва следующей продуктивной зоны. Этот процесс повторяется до разрыва всех продуктивных зон. Альтернативно, несколько продуктивных зон могут быть разорваны одновременно, если они близко расположены и имеют похожие характеристики. Отвод может быть осуществлен различными способами, включая образование временной подушки при помощи полимерных гелей или твердых материалов, регулирующих водоотдачу.

[0008] Полимерные гели широко используются для выравнивания профиля приемистости природных трещиноватых/трещинных коллекторов. Обзор существующих полимерных композиций представлен в патентах США №№ 5486312 и 5203834, где перечислен также ряд патентов и других источников, относящихся к гелеобразующим полимерам.

[0009] Авторы настоящей заявки открыли способ инициирования и контролирования образования пробок.

Краткое описание сущности изобретения

[0010] В первом аспекте раскрыт способ. Этот способ включает обеспечение композиции, включающей инициатор загустения, изменяющий pH и полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; закачивание композиции с pH, находящимся за пределами определенной области pH, активизацию действия инициатора загустения для смещения pH композиции в пределы указанной области pH; и обеспечение возможности повышения вязкости композиции и формирования пробки.

[0011] Во втором аспекте раскрыт способ обработки подземных пластов в стволе скважины. Этот способ включает получение композиции, содержащей полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; закачивание композиции с рН, находящимся за пределами определенной области pH; доставку инициатора загустения, изменяющего pH; активизацию действия инициатора загустения для смещения pH композиции в пределы указанной области значений pH; и обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки.

[0012] В третьем аспекте раскрыт способ разобщения или смещения пластов в стволе скважины. Этот способ включает обеспечение композицией, содержащей полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; закачивание в скважину композиции с pH, находящимся за пределами определенной области pH; доставку инициатора загустевания, изменяющего pH; активацию действия инициатора загустевания для смещения pH композиции в указанную область его значений и обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки.

Краткое описание графического материала

[0013] На фигуре 1 представлен график, изображающий скорости гидратации CMHPG при различных pH.

[0014] На фигуре 2 представлен график, изображающий гидратацию полимера по одному варианту, ускоренную высвобождением кислоты, инициированным воздействием температуры.

[0015] На фигуре 3 представлен график, изображающий гидратацию полимера по второму варианту, ускоренную высвобождением кислоты, инициированным воздействием температуры.

Подробное описание

[0016] Вначале следует отметить, что при разработке каких-либо реальных вариантов, необходимо принять многочисленные решения, зависящие от конкретного способа осуществления, для достижения определенных целей разработчика, таких как соответствие ограничениям системы и бизнеса, которые могут варьировать от одного воплощения к другому. Более того, следует понимать, что такие опытно-конструкторские работы могут быть сложными и затратными по времени, но, тем не менее, они должны быть выполнены в установленном порядке теми специалистами в данной области, для которых имеет преимущество настоящее описание.

[0017] Настоящее описание и примеры представлены лишь с целью иллюстрации вариантов настоящего изобретения и их не следует толковать как ограничение рамок и применимости настоящего изобретения. В сущности изобретения и подробном описании каждое числовое значение следует сначала читать как модифицированное термином «около» (если оно уже немодифицировано таким образом), а затем читать как не модифицированное таким образом, если в контексте не указано иное. Также в сущности настоящего изобретения и подробном описании следует понимать, что диапазоны концентраций, перечисленные или описанные как применимые, пригодные или подобное, означают, что любую или каждую концентрацию в пределах диапазона, включая граничные значения, следует рассматривать как заданную. Например, «диапазон от 1 до 10» следует читать как указывающий каждое и любое возможное число в непрерывном диапазоне от около 1 до 10. Так, даже если конкретные точки данных находятся внутри диапазона, или даже если внутри диапазона нет точек данных, однозначно указанных или упомянутых лишь для некоторых частных случаев, следует понимать, что авторы изобретения предполагают и рассматривают, что любые и все точки данных, находящиеся в этом диапазоне, следует считать указанными, и что авторам изобретения принадлежит полный диапазон всех точек в описанном диапазоне и они обладают правом на весь диапазон и все точки в пределах этого диапазона.

[0018] Следующие определения представлены для облегчения понимания специалистами в данной области подробного описания настоящего изобретения.

[0019] Термин «разрыв» относится к процессу и способам разрушения геологического пласта и создания разрыва, то есть горных пород вокруг ствола скважины, путем закачивания жидкости под очень высоким давлением, для увеличения отдачи из коллектора углеводородов. Во всем остальном в способах разрыва используются стандартные приемы, известные в данной области.

[0020] В соответствии с первым варрантом, способ включает обеспечение композицией, включающей инициатор загустения, изменяющий pH и полимер, способный гидратироваться в определенной области значений pH; закачивание композиции с pH, находящимся за пределами указанной области pH; активацию действия инициатора загустения для смещения pH композиции в указанную область его значений; и обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки.

[0021] Определенная область pH находится в пределах от около pH 0 до около pH 8,5, или от около pH 2 до около pH 8, или от около pH 3 до около pH 8, или от около pH 3,5, до около pH 7,5.

[0022] Увеличение вязкости свыше 150 сПз и образование пробки выполняется менее чем за 10 минут или даже менее чем за 5 минут, для обеспечения возможности быстрого образования пробки.

[0023] Композиция может быть получена в виде водного раствора. Водный раствор может быть раствором пресной воды или водным раствором, включающим соли одно-, двух- или трехвалентных металлов, аммония и их смеси. Соль может присутствовать естественным образом, если используется рапа, или может добавляться в водный раствор. Например, в воду можно добавлять любую соль, такую как соль щелочного металла или соль щелочноземельного металла (NaCO3, NaCl, KCl и так далее). Соль обычно содержится в весовой процентной концентрации от около 0,1% до около 5%, от около 1% до около 3% по весу. Одна из применимых концентраций составляет около 2% по весу. Для некоторых применений, в частности, если может ожидаться замораживание, водный раствор может дополнительно включать спирт, такой как метанол, этанол, пропанол или многоатомный спирт, такой как глицерин или полигликоли, или их смеси.

[0024] Полимер, способный гидратироваться, может быть любым сшитым полимером. Полимер может быть металл-сшитым полимером. Пригодные полимеры для получения металл-сшитых полимеров включают, например, полисахариды, такие как замещенные галактоманнаны, такие как гуаровые смолы, высокомолекулярные полисахариды, состоящие из сахаров маннозы и галактозы, или гуаровые производные, такие как катионные гуаровые производные, такие как гуар гидроксипропилтримоний хлорид и схожий гидроксипропил гуар (HPG), карбоксиметилгидроксипропил гуар (CMHPG) и карбоксилметил гуар (CMG), гидрофобно модифицированные гуары, гуар-содержащие соединения и синтетические полимеры. Для увеличения эффективного молекулярного веса полимера и улучшения их пригодности для применения в высокотемпературных скважинах обычно используются сшиваюшие агенты на основе комплексов бора, титана, циркония или алюминия.

[0025] Другие пригодные классы полимеров включают поливиниловые полимеры, полиметакриламиды, эфиры целлюлозы, лингосульфонаты, а также их соли аммония, хитозана, щелочных металлов и щелочноземельных металлов. Более конкретными примерами других стандартных водорастворимых полимеров являются сополимеры акриловой кислоты-акриламида, сополимеры акриловой кислоты-метакриламида, полиакриламиды, частично гидролизованные полиакриламиды, частично гидролизованные полиметакриламиды, поливиниловый спирт, полиалкиленоксиды, другие галактоманнаны, гетерополисахариды, полученные ферментацией крахмального сахара, а также их соли аммония и щелочных металлов.

[0026] В меньшей степени используются производные целлюлозы, такие как гидроксицеллюлоза (HEC) или гидроксипропилцеллюлоза (HPC), карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза (CMHEC) и карбоксиметилцеллюлоза (CMC) со сшивающими агентами или без них. Было показано, что ксантан, диутан и склероглюкан, три биополимера, обладают превосходной способностью образовывать суспензии твердых частичек, несмотря на их более высокую стоимость по сравнению с гуаровыми производными и, следовательно, менее частое использование, за исключением возможного использования при более низких концентрациях.

[0027] В других вариантах полимер получают из сшиваемого, гидратируемого полимера и сшивающего агента замедленного действия, где сшивающий агент включает комплекс, включающий металл и первый лиганд, выбранный из группы, состоящей из аминокислот, фосфоновых кислот и их солей или производных. Сшитый полимер может быть также получен из полимера, включающего боковые ионные фрагменты, поверхностно-активного вещества, включающего противоположно заряженные фрагменты, антикоагулянта глин, источника бората и металлического сшивателя. Указанные варианты описаны в патентных публикациях США US2008-0280790 и US2008-0280788, соответственно, каждая из которых включена в настоящий документ путем ссылки.

[0028] Инициатор pH может быть органической или неорганической кислотой. Инициатор pH может быть жидкой, твердой или инкапсулированной кислотой. Инициатор pH может быть инкапсулирован в микросферы или быть в эмульсии или суспензии в некоторых жидких носителях.

[0029] В одном варианте инициатор pH является инкапсулированной кислотой с защитным покрытием. Защитное покрытие способно разрушаться при изменении температуры, по сути, не зависимо от времени. В другом варианте защитное покрытие способно разрушаться при изменении температуры и в зависимости от времени.

[0030] В одном варианте используемым полимером является биополимер гуарового производного. Для гидратации этих биополимеров необходим определенный диапазон pH. За пределами этого диапазона pH гидратация протекает очень медленно или вовсе отсутствует. В случае производной гуаровой смолы, зависимость скорости гидратации от pH может зависеть от конкретных условий производства. Один из этапов производственного процесса включает сшивание в мягких условиях гуаровых пластин с боратами. Реакция сшивания происходит при щелочном pH (обычно выше 9), а полученный полимер обладает основными свойствами. Боратные сшивки, которые остаются устойчивыми при pH свыше 8,5-9, удерживают молекулы гуара вместе, предотвращая проникновение молекул воды внутрь полимерных гранул и замедляя, таким образом, гидратацию. При химическом удалении сшивок за счет снижения pH, молекулы полимера разворачиваются и мгновенно происходит гидратация, приводя к набуханию полимерных зерен и резкому увеличению вязкости.

[0031] Пример зависимости гидратации от pH представлен на фигуре 1, где 1,25% (по весу) суспензии CMHPG в воде не гидратируется и, следовательно, не вызывает какого-либо увеличения вязкости при pH 10,5, 11,0 и 11,6. При снижении pH до 7,7 при помощи нескольких капель HCl, мгновенно происходит гидратация, приводящая к резкому увеличению вязкости.

[0032] Композиция может дополнительно включать разлагаемый материал. Разлагаемым материалом могут быть разлагаемые волокна или частички, полученные из разлагаемых полимеров. Различие молекулярных структур разлагаемых материалов обеспечивает большие возможности регулирования скорости разложения разлагаемого материала. При выборе соответствующего разлагаемого материала следует учитывать образующиеся продукты разложения. Например, некоторые могут образовывать при разложении кислоту, а присутствие кислоты может быть нежелательным; другие могут образовывать нерастворимые продукты разложения, которые могут быть нежелательными. Кроме того, эти продукты разложения не должны оказывать вредного воздействия на другие производственные процессы или компоненты.

[0033] Разлагаемость полимера зависит, по меньшей мере частично, от структуры его скелета. Одной из наиболее общих структурных характеристик является наличие гидролизующихся и/или окисляемых связей в скелете. Скорость разложения, например, сложных полиэфиров зависит от типа повторяющихся звеньев, состава, последовательности, длины, молекулярной геометрии, молекулярного веса, морфологии (например, кристалличности, размера и ориентации сферолитов), гидрофильности, площади поверхности и добавок. Кроме того, на разложение полимера могут влиять условия, которые воздействуют на полимер, например, температура, присутствие влаги, кислорода, микроорганизмов, ферментов, pH и тому подобное. Специалисты в данной области, для которых имеет преимущество настоящее изобретение, могут определить оптимальный полимер для данного применения с учетом характеристик используемого полимера и условий, которые на него воздействуют.

[0034] Пригодные примеры полимеров, которые могут использоваться, содержат, однако не ограничиваясь этим, гомополимеры, статистические сополимеры алифатических сложных полиэфиров, блок-сополимеры алифатических сложных полиэфиров, звездообразные сополимеры алифатических сложных полиэфиров или сверхразветвленные сополимеры алифатических сложных полиэфиров. Такие применимые полимеры могут быть получены реакциями поликонденсации, полимеризации с раскрытием кольца, свободно-радикальной полимеризации, анионной полимеризации, карбокатионной полимеризации, координационной полимеризации с раскрытием кольца, например, для лактонов, и любыми другими пригодными способами. Конкретные примеры применимых полимеров включают полисахариды, такие как декстран или целлюлоза, хитины; хитозаны; белки; алифатические сложные полиэфиры; поли(лактиды); поли(гликолиды); поли(ε-капролактоны); смешанные простые и сложные поли(гидроксиэфиры); поли(гидроксибутираты); полиангидриды; поликарбонаты; сложные поли(ортоэфиры); поли(ацетали); поли(акрилаты); поли(алкилакрилаты); поли(аминокислоты); поли(этиленоксид); смешанные простые и сложные полиэфиры; сложные полиэфир-амиды; полиамиды; полифосфазены; и их сополимеры и смеси. Могут применяться другие разлагаемые полимеры, которые могут подвергаться гидролитическому разложению. Одним руководством при выборе композитных частиц для использования в конкретном применении являются образующиеся продукты разложения. Другим руководством являются условия, присутствующие при конкретном применении.

[0035] Из этих применимых полимеров предпочтительными являются алифатические, сложные полиэфиры. Из применимых алифатических сложных полиэфиров предпочтительными являются сложные полиэфиры α или β гидроксикислот. Наиболее предпочтительным является поли(лактид). Поли(лактид) синтезируется из молочной кислоты реакцией конденсации или, более часто, полимеризацией циклического лактидного мономера с раскрытием кольца. Лактидный мономер обычно существует в трех различных формах: два стереоизомера, L- и D-лактид; и D,L-лактид (мезо-лактид). Хиральность лактидных звеньев обеспечивает возможность регулировать, помимо прочего, скорость разложения, а также физические и механические свойства после полимеризации лактида. Поли(L-лактид), например, является полукристаллическим полимером с относительно низкой скоростью гидролиза. Это может быть желательным в тех применениях, где требуется низкое разложение разлагаемого материала. Поли(D,L-лактид) является аморфным полимером с гораздо более высокой скоростью гидролиза. Стереоизомеры молочной кислоты могут использоваться по отдельности или комбинироваться для применения в композициях и способах вариантов настоящего изобретения. Кроме того, они могут быть сополимеризованы, например, с гликолидом или другими мономерами, такими как ε-капролактон, 1,5-диоксепан-2-он, триметиленкарбонат, или другим пригодным мономерами для получения полимеров с другими свойствами или временем разложения. Кроме того, стереоизомеры молочной кислоты могут быть модифицированы смешиванием с высокомолекулярным или низкомолекулярным полилактидом или смешиванием полилактида с другими алифатическими сложными полиэфирами. Например, скорость разложения полимолочной кислоты может зависеть от смешивания, например, с высокомолекулярными или низкомолекулярными полилактидами; смесями полилактида и лактидного мономера; или от смешивания полилактида с другими алифатическими сложными полиэфирами.

[0036] Физические свойства разлагаемых полимеров могут зависеть от нескольких факторов, таких как состав повторяющихся звеньев, гибкость цепи, наличие полярных групп, молекулярная масса, степень разветвления, кристалличность, ориентация и так далее. Например, короткие ответвления снижают степень кристалличности полимеров, тогда как длинные ответвления снижают вязкость расплава и придают, помимо прочего, продольную вязкость с характеристиками жесткости при растяжении. Свойства используемого материала могут быть дополнительно скорректированы смешиванием и сополимеризацией с другим полимером или изменением макромолекулярного строения (например, сверхразветвленные полимеры, звездообразные или дендримеры и так далее). Свойства любых таких применимых разлагаемых полимеров (такие как гидрофильность, скорость биоразложения и так далее) могут быть скорректированы внедрением функциональных групп вдоль полимерных цепей. Специалисты в данной области, для которых имеет преимущество настоящее описание, могут определить соответствующие функциональные группы, которые нужно внедрить в полимерные цепи для достижения желаемого эффекта.

[0037] В некоторых вариантах разлагаемые материалы представлены в форме гранул, порошка, сфер, лент, пластин, волокон, чешуек или любой другой форме с соотношением размеров равным или более единицы. В некоторых вариантах разлагаемые материалы включают частицы, имеющие размерное соотношение более 10, более 100, более 200, более 250 или тому подобное, такие как пластины или волокна, или тому подобные. Смесевые материалы могут принимать любую форму композитов, например, биоразлагаемые материал с покрытием или каркасной структурой из других материалов, диспергированных в нем. Кроме того, разлагаемые частицы могут быть нано-, микро- или мезопористыми структурами, которые являются фрактальными или нефрактальными.

[0038] В соответствии со следующим вариантом, композиция может дополнительно включать добавки, такие как разжижители, антиоксиданты, ингибиторы коррозии, замедляющие агенты, биоциды, буферы, регулирующие водоотдачу добавки, pH-регуляторы, твердые кислоты, предшественники твердых кислот, органические ингибиторы солевых отложений, неорганические ингибиторы солевых отложений, деэмульгирующие агенты, ингибиторы парафиноотложения, ингибиторы коррозии, ингибиторы образования гидратов газа, химические вещества для очистки асфальтенов, вспенивающие агенты, регулирующие водоотдачу агенты, водозащитные агенты, агенты для повышения нефтеотдачи или тому подобные. Добавка может также быть биологическим агентом.

[0039] Композиция совместима с другими жидкостями или материалами, такими как, например, углеводороды, такие как минеральное масло, расклинивающие агенты или добавки, обычно используемые при стимулировании скважины. Варианты настоящего изобретения могут использоваться в различных применениях, включая временное создание пробок, уничтожение пробок или многократные этапы разрыва для обработки подземных пластов, имеющих множество зон различной проницаемости.

[0040] Способ включает закачивание в ствол скважины композиции и обеспечение возможности увеличения вязкости композиции для создания пробки. Это применение может использоваться для работ по стимулированию разрывов в новых или переделанных горизонтальных или вертикальных скважинах для достижения околошурфного отвода за счет открытия совершенно новых зон для обработки или повторного стимулирования, которые эффективно увеличивают предыдущую стимуляцию существующей более старой зоны разрыва.

[0041] Для облегчения более полного понимания некоторых вариантов представлены следующие примеры вариантов. Следующие примеры никоим образом не следует считать ограничивающими или определяющими рамки вариантов, описанных в настоящем документе.

Примеры

[0042] Для демонстрации свойств композиций и способов, описанных выше, был выполнен ряд экспериментов.

Пример 1

[0043] 5% (по весу) суспензию CMHPG в воде приготовили смешиванием 10 г CMHPG с 200 мл обессоленной воды. Затем pH довели до 10 добавлением 2 капель 10% раствора NaOH. Вязкость полученной смеси не увеличилась за 24 часа при комнатной температуре.

[0044] К свежеприготовленной 5% суспензии CMHPG добавили несколько капель концентрированной HCl, так что pH снизился до 6,6. При добавлении кислоты вязкость системы моментально увеличилась. За несколько секунд она полностью затвердела.

Пример 2

[0045] 5% (по весу) суспензию катионного гуара (Ecopol 14) в воде приготовили смешиванием 10 г порошка Ecopol 14 с 200 мл обессоленной воды. Затем pH довели до 10 добавлением 2 капель 10% раствора NaOH. Вязкость полученной смеси не увеличилась за 24 часа при комнатной температуре.

[0046] К свежеприготовленной 5% суспензии Ecopol 14 добавили грамм фумаровой кислоты, так что pH снизился до 3,2. При добавлении кислоты вязкость системы мгновенно увеличилась. За несколько секунд она полностью затвердела.

Пример 3

[0047] 5% (по весу) суспензию катионного гуара (Ecopol 14) в воде приготовили смешиванием 10 г порошка Ecopol 14 с 200 мл обессоленной воды. К смеси добавили 0,2 г инкапсулированного персульфата аммония. Затем pH довели до 10 добавлением нескольких капель 10% раствора NaOH. Вязкость полученной смеси не увеличилась за 24 часа при комнатной температуре.

[0048] К свежеприготовленной 5% суспензии Ecopol 14 добавили грамм фумаровой кислоты, так что pH снизился до 3,0. При добавлении кислоты вязкость системы мгновенно увеличилась. За несколько секунд она полностью затвердела.

[0049] Затем систему поместили в печь при 150°F для облегчения высвобождения персульфата аммония из инкапсуляции. Через 24 часа загущенная полимерная жидкость полностью разрушилась с образованием жидкости с консистенцией воды.

Пример 4

[0050] 1,5% (по весу) суспензию катионного гуара (Ecopol 14) в воде приготовили смешиванием 3 г порошка Ecopol 14 с 200 мл обессоленной воды. Затем pH довели до 10 добавлением нескольких капель 10% раствора NaOH. Полученную смесь испытывали на реометре Grace 5600 при 100 c-1 и температурах 70-180°F. Через 3 часа не было обнаружено увеличения вязкости.

[0051] Таким же образом приготовили еще два образца 1,5% (по весу) суспензии катионного гуара (Ecopol 14).

[0052] Перед испытанием их на приборе Grace 5600, в чашки реометра добавили 0,2 и 0,5 грамм инкапсулированной фумаровой кислоты (содержанием активного вещества 60%), соответственно. Для испытания использовали такую же программу температур. В обоих случаях как только температура инициировала высвобождение фумаровой кислоты из инкапсуляции, наблюдалась быстрая гидратация с моментальным увеличением вязкости. Результаты этих испытаний представлены на фигуре 2.

Пример 5

[0053] 5% (по весу) суспензию катионного гуара (Ecopol 17) в воде приготовили смешиванием 10 г порошка Ecopol 17 с 200 мл обессоленной воды. Затем pH довели до 10 добавлением нескольких капель 10% раствора NaOH. Полученную смесь испытывали на реометре Grace 5600 при 100 с-1 и температурах 70-180°F. Через 3 часа не было обнаружено увеличения вязкости.

[0054] Таким же образом приготовили еще два образца 5% (по весу) суспензии катионного гуара (Ecopol 17).

[0055] Перед испытанием их на приборе Grace 5600, в чашки реометра добавили 0,2 и 0,5 грамм инкапсулированной лимонной кислоты (содержание активного вещества 70%), соответственно. Для испытания использовали такую же программу температур. В обоих случаях, как только температура инициировала высвобождение лимонной кислоты из инкапсуляции, наблюдалась быстрая гидратация с моментальным увеличением вязкости. Результаты этих испытаний представлены на фигуре 3.

[0056] Конкретные варианты, описанные выше, являются лишь иллюстративными, поскольку настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено на практике другими, но эквивалентными способами, понятными специалистам в данной области, для которых имеют преимущество представленные в настоящем документе указания. Кроме того, подробности, описанные в настоящем документе, не предназначены для каких-либо ограничений, помимо описанных ниже в формуле изобретения. Поэтому понятно, что конкретные варианты, описанные выше, могут изменяться или модифицироваться, и все такие изменения входят в рамки вариантов, описанных в настоящем документе, Соответственно, в настоящем документе испрашивается защита изложенной ниже формулы изобретения.

1. Способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов, включающий:
а) обеспечение композицией, включающей инициатор загустевания, изменяющий pH и полимер, способный гидратироваться в определенной области pH;
b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH;
с) активизацию действия инициатора загустевания pH для смещения pH композиции в указанную область его значений; и
d) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что полимер выбран из группы, состоящей из диутана, ксантана, гуара, гуаровых производных и их смесей.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что полимер выбран из группы, состоящей из CMHPG, CMG, HPG, катионных гуаровых производных, таких как гуар гидроксипропилтримония хлорид, и подобных, а также их смесей, и при этом полимер присутствует в концентрации от около 1 до около 15% по весу.

4. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что определенная область pH составляет от около 2 до около 8.

5. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что этап формирования пробки осуществляется менее чем за 10 минут.

6. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что инициатор загустевания, изменяющий pH, выбран из группы, состоящей из органической кислоты, неорганической кислоты, инкапсулированной кислоты, скрытой кислоты, кислотной эмульсии, кислотной суспензии и их смесей.

7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что инкапсулированная кислота содержит защитное покрытие и кислоту, причем защитное покрытие является разлагаемым, по меньшей мере, под действием времени или температуры.

8. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что композиция дополнительно содержит разлагаемый материал, которым являются волокна полимолочной кислоты (PLA).

9. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что композиция дополнительно содержит, по меньшей мере, сшивающий агент или разжижитель.

10. Способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов, включающий:
а) обеспечение композицией, содержащей полимер, способный гидратироваться в определенной области pH;
b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH;
с) обеспечение инициатора загустевания, изменяющего pH;
d) активацию действия инициатора загустевания для смещения pH композиции в указанную область его значений; и
е) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки.

11. Способ по п. 10, который используют для обработки подземного пласта в стволе скважины.

12. Способ по п. 10 или 11, отличающийся тем, что инициатор загустевания вводится в ствол скважины по трубе.

13. Способ по п. 10 или 11, отличающийся тем, что труба выбрана из группы, состоящей из обсадной трубы, гибкой трубы с микродиаметром, гибкой трубы, добывающей трубы, трубы из скважинного инструмента и их комбинаций.

14. Способ по п. 10 или 11, отличающийся тем, что этап формирования пробки осуществляется менее чем за 10 минут.

15. Способ по п. 10, отличающийся тем, что этот способ является способом разобщения или смещения пласта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемых неоднородных карбонатных нефтяных залежей. Технический результат - повышение коэффициента охвата и увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва низкопроницаемого пласта. Способ включает спуск колонны НКТ с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидроразрыва закачиванием через скважину по колонне НКТ с пакером в продуктивный пласт гидроразрывной жидкости с последующей закачкой проппанта через интервал перфорации низкопроницаемого пласта, стравливание давления из скважины.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым коллектором. В способе интенсификации работы скважины, включающем тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, в низкопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не более 1 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с закачкой буферной жидкости из расчета 1,0-3,0 м3 на 1 тонну проппанта, с применением фракций проппанта, включающих в себя только мелкую фракцию размерностью не крупнее 30/60 меш с конечной концентрацией проппанта не более 300 кг/м3, при прокачке поддерживают расход жидкости 3,5 м3/мин и более, а концентрацию гелеобразователя устанавливают не более 2 кг/м3, с конечной недопродавкой смеси в объеме 0,1-0,5 м3.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП). Способ включает бурение горизонтальной скважины, спуск в вертикальную часть скважины обсадной колонны и ее цементирование, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, формирование трещин ГРП в горизонтальном стволе скважины закачкой по колонне труб жидкости разрыва, крепление трещин закачкой жидкости-носителя с проппантом.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с высокопроницаемым коллектором. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва.
Изобретение относится к расклинивающему наполнителю и его использованию при гидроразрыве для добычи нефти и газа. Сверхлегкий расклинивающий наполнитель приготовлен из смеси сырьевых материалов, содержащей фарфоровую глину, гончарную глину и каолин и/или кремнистую глину, где содержание, вес.%: фарфоровой глины 5-85, каолина и/или кремнистой глины 5-85, гончарной глины 5-30.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва пласта. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины, спуск и крепление хвостовика с фильтрами, спуск пакера и его посадку, формирование трещин в каждой из зон, соответствующих интервалам частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва пласта, сложенного карбонатными породами. Способ включает вскрытие пласта вертикальной скважиной, спуск в скважину на колонне труб гидромониторного инструмента с четным количеством струйных насадок и размещение его в заданном интервале пласта, закачку рабочей жидкости через струйные насадки гидромониторного инструмента для образования каверн в пласте, последующий разрыв пласта из каверн за счет давления торможения в них струи.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в открытых стволах горизонтальных скважин. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта скважины, спуск колонны труб в скважину, формирование перфорационных каналов и трещин с помощью гидроразрыва пласта в стволе горизонтальной скважины последовательно, начиная с конца дальнего от оси вертикального ствола скважины.

Изобретение относится к обработке подземных пластов при добыче углеводородов. Способ обработки подземного пласта, пересеченного скважиной, включающий: обеспечение обрабатывающей жидкости, содержащей вязкоупругое поверхностно-активное вещество, имеющее по меньшей мере одну разлагаемую связь, гидролизуемый материал и материал для регулирования величины рН, при этом материал для регулирования величины рН имеет значение рН, равное или большее, чем примерно 9, и содержит сильнощелочное вещество и окислитель; и введение в подземный пласт обрабатывающей жидкости.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет выравнивания приемистости подземных неоднородных формирований со значительными температурными градиентами.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к вариантам способа повышения продуктивности скважин. Технический результат - повышение эффективности способа.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.

Изобретение относится к выделению углеводородов из подземной формации. Способ увеличения степени выделения сырой нефти из пластового резервуара, включающего, по меньшей мере, один нефтеносный пористый подземный пласт, в котором в пустотах пор пластовой породы присутствуют сырая реликтовая вода и нефть, имеющая плотность в АНИ менее 25° и содержащая суспендированные нерастворенные твердые вещества - СНТВ, включает впрыскивание вводимой воды в породу, где вводимая вода содержит СНТВ, общее содержание растворенных твердых веществ - ОСРТ в ней составляет 30000 ч./млн или менее, отношение общего содержания многовалентных катионов - МК во вводимой воде к общему содержанию МК в реликтовой воде составляет менее 0,9, и осуществляемое внутри содержащей углеводороды породы получение эмульсии вода-в-нефти, общее количество СНТВ во вводимой воде и в сырой нефти является достаточным, чтобы содержание СНТВ в эмульсии составляло, по меньшей мере, 0,05% на массу эмульсии, а СНТВ во вводимой воде составляет, по меньшей мере, 0,05 кг/м3, и средний размер частиц составляет 10 мкм или менее, сырая нефть в порах породы содержит, по меньшей мере, 0,05% СНТВ с тем же средним размером, общее кислотное число - ОКЧ нефти, по меньшей мере, 0,5 мг КОН/г, содержание асфальтенов в ней, по меньшей мере, 1-20% мас.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Технический результат - повышение коэффициента вытеснения и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов с вязкой нефтью.
Изобретение относится к области разведки и разработки нефтяных залежей, низкопроницаемые породы-коллекторы которых выполнены галитовым или карбонатно-сульфатным цементом и катагенетическими минералами галита, кальцита и ангидрита.

Настоящее изобретение касается добычи углеводородов из трещиноватого коллектора. Способ добычи нефти из трещиноватого коллектора, матрица которого является смачиваемой нефтью, включающий по меньшей мере одну нагнетательную скважину и продуктивную скважину, которые обе сообщаются с трещинами и матрицей, включающий, по порядку, следующие стадии: a) закачку в первую очередь через нагнетательную скважину раствора поверхностно-активных веществ - ПАВ, повышающих вязкость, способных проникать в сетку трещин, слабо взаимодействующих с матрицей, создающих in situ пробку с целью значительного и селективного уменьшения проницаемости трещин и способствующих прохождению раствора стадии b) в матрицу; b) закачку во вторую очередь через нагнетательную скважину раствора ПАВ, способных взаимодействовать с матрицей для придания ей, предпочтительно, смачиваемости водой и извлечения из нее нефти, при этом указанный раствор течет, предпочтительно, через матрицу и после латентного периода времени по меньшей мере 24 часа; c) закачку в третью очередь через нагнетательную скважину воды, приводящую к увеличению поверхностного натяжения, насыщению матрицы, извлечению нефти и после растворения указанной нефтью пробки, образованной на стадии а), вытеснению нефти к продуктивной скважине.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке и повышении нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заводнением. В способе разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, включающем заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор, вначале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида-ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой, указанный водный раствор дополнительно содержит кальцинированную соду при следующей концентрации в нем компонентов, мас.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатного пласта.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет выравнивания приемистости подземных неоднородных формирований со значительными температурными градиентами.
Наверх