Неоднородное размещение расклинивающего агента



Неоднородное размещение расклинивающего агента
Неоднородное размещение расклинивающего агента
Неоднородное размещение расклинивающего агента
Неоднородное размещение расклинивающего агента
Неоднородное размещение расклинивающего агента
Неоднородное размещение расклинивающего агента

 


Владельцы патента RU 2544943:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Группа изобретений относится к интенсификации добычи углеводородов из пласта способом гидравлического разрыва. Технический результат - неоднородное размещение расклинивающего агента в трещинах гидроразрыва, повышающее их проводимость и продуктивность скважины. Способ индуцирования агрегации расклинивающего агента в трещине гидроразрыва включает приготовление жидкости-носителя расклинивающего агента, вязкость которой повышена путем использования полимерного геля, способного к синерезису; закачивание суспензии расклинивающего агента и упомянутой жидкости в скважину; инициирование синерезиса геля с формированием агрегатов из расклинивающего агента. Способ по второму варианту включает инициирование образования комплекса полиэлектролитов с формированием агрегатов из расклинивающего агента. Способ по третьему варианту включает приготовление жидкости-носителя расклинивающего агента, содержащей полимер при температуре, меньшей его нижней критической температуры растворения; закачивание суспензии расклинивающего агента и упомянутой жидкости в подземную формацию при температуре, большей нижней критической температуры растворения полимера с формированием агрегатов из расклинивающего агента. 3 н. и 28 з.п. ф-лы, 2 табл., 12 пр., 5 ил.

 

Предпосылки создания изобретения

Настоящее изобретение относится к интенсификации добычи углеводородов из пласта способом гидравлического разрыва. В частности, изобретение относится к способам неоднородного размещения расклинивающего агента (НРРА) в трещинах, что повышает их проводимость и продуктивность скважины. НРРА достигается путем образования кластеров из расклинивающего агента в трещине in situ с использованием фазовых переходов или химических превращений в полимерном геле.

Имеется потребность в создании способа индуцирования неоднородного размещения расклинивающего агента в трещинах гидроразрыва в подземных формациях, который не требует значительных изменений вязкости или концентрации расклинивающего агента в закачиваемой суспензии.

Краткое описание изобретения

Одним из вариантов осуществления настоящего изобретения является способ индуцирования агрегации расклинивающего агента в трещине гидроразрыва, включающий этапы (1) приготовления жидкости-носителя расклинивающего агента, вязкость которой повышена путем использования первого полимерного геля, подвергаемого синерезису; (2) закачивания суспензии расклинивающего агента и упомянутой жидкости в скважину; и (3) инициирования синерезиса геля. Упомянутая жидкость-носитель может содержать волокна, а часть используемого расклинивающего агента может иметь полимерное покрытие.

В одном варианте описанного осуществления упомянутый полимерный гель представляет собой сшитый гель, например сшитый боратом полимерный гель, а упомянутый синерезис инициируется введением в гель поливалентного катиона. Упомянутый поливалентный катион представляет собой катион металла, выбранного, например, из Ca, Zn, Al, Fe, Cu, Co, Cr, Ni, Ti, Zr, а также их смесей. Упомянутый катион вводится в гель, например, путем растворения или медленного растворения, например, соли, оксида или гидроксида катиона. Также дополнительно на момент инициирования синерезиса упомянутый катион может присутствовать в форме гидроксида или образованного in situ гидроксида.

В другом варианте описанного осуществления упомянутый синерезис вызывается избыточной сшивкой полимерного геля. Избыточная сшивка геля может быть задержана, например, путем использования задерживающего сшивку агента, либо может индуцироваться, например, инкапсулированным сшивающим агентом, медленно растворяющимся сшивающим агентом, либо температурно-активируемым сшивающим агентом.

В еще одном варианте описанного осуществления упомянутый синерезис вызывается путем введения в состав жидкости, дополнительно к полимеру первого полимерного геля, второго полимера и агента задержанной сшивки для второго полимера. Упомянутый второй полимер дополнительно присутствует в концентрации ниже его концентрации кроссовера.

В других вариантах описанного осуществления упомянутый синерезис вызывается суперабсорбирующим полимером или инициируется второй жидкостью, контактирующей с несущей расклинивающий агент жидкостью непосредственно в трещине гидроразрыва.

Другой вариант осуществления способа индуцирования агрегации расклинивающего агента в трещине гидроразрыва включает этапы (1) приготовления жидкости-носителя расклинивающего агента, содержащей (i) по меньшей мере один анионный полиэлектролит или предшественник по меньшей мере одного анионного полиэлектролита, и (ii) по меньшей мере один катионный полиэлектролит или предшественник по меньшей мере одного катионного полиэлектролита; (2) закачивания суспензии расклинивающего агента и упомянутой жидкости в скважину; и (3) инициирования образования комплекса полиэлектролитов. Упомянутая жидкость-носитель может дополнительно содержать волокна, а по меньшей мере часть используемого расклинивающего агента может иметь полимерное покрытие.

В различных вариантах данного осуществления упомянутое образование комплекса полиэлектролитов индуцируется изменением pH; упомянутое образование комплекса полиэлектролитов индуцируется превращением по меньшей мере одного предшественника полиэлектролита в полиэлектролит; упомянутое образование комплекса полиэлектролитов индуцируется образованием катионного полиэлектролита непосредственно в трещине гидроразрыва; причем упомянутый катионный полиэлектролит образуется непосредственно в трещине гидроразрыва по реакции Манниха или в результате разложения полиакриламида по Гофману; упомянутое образование комплекса полиэлектролитов индуцируется образованием анионного полиэлектролита непосредственно в трещине гидроразрыва; причем упомянутый анионный полиэлектролит образуется непосредственно в трещине гидроразрыва в процессе гидролиза; по меньшей мере один электролит или предшественник полиэлектролита исходно присутствует в жидкости во внутренней фазе эмульсии; по меньшей мере один электролит или предшественник полиэлектролита исходно присутствует в твердом виде; образование комплекса полиэлектролитов задерживается во времени путем введения по меньшей мере одного полиэлектролита в жидкость в виде комплекса полиэлектролит-ПАВ; и упомянутое инициирование производится второй жидкостью, которая приводится в контакт с несущей расклинивающий агент жидкостью непосредственно в трещине гидроразрыва.

Еще один вариант осуществления изобретения представляет собой способ индуцирования агрегации расклинивающего агента в трещине гидроразрыва, включающий этапы (1) приготовления жидкости-носителя расклинивающего агента, содержащей полимер при температуре, меньшей его нижней критической температуры растворения; и (2) закачивания суспензии расклинивающего агента и упомянутой жидкости в подземную формацию при температуре, большей нижней критической температуры растворения полимера. Упомянутая жидкость-носитель может дополнительно содержать волокна, а по меньшей мере часть используемого расклинивающего агента может иметь полимерное покрытие.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 приведена зависимость степени синерезиса от времени для образцов сшитого боратом гуарового геля с различными концентрациями Ca(OH)2 при комнатной температуре.

На фиг.2 приведена степень синерезиса для сшитого боратом гуарового геля с различными концентрациями Mg(OH)2 при комнатной температуре.

На фиг.3 приведена степень синерезиса для образцов сшитого боратом гуарового геля с различными концентрациями AlCl3·6H2O.

Подробное описание изобретения

Хотя в приведенном ниже обсуждении акцент делается на гидроразрыв пласта, составляющие предмет настоящего изобретения фазовые переходы и химические превращения в полимерном геле могут использоваться для проведения гидроразрыва, обсыпки скважины, а также сочетания гидроразрыва и обсыпки скважины в одной операции. Описание настоящего изобретения дается на примере обработки вертикальных скважин, но оно в равной степени применимо к скважинам с любой ориентацией. Описание изобретения дается на примере скважин для добычи углеводородов, но подразумевается, что настоящее изобретение может также использоваться в скважинах для добычи других жидкостей, таких как вода или диоксид углерода, или, например, в нагнетательных скважинах и скважинах хранения. Подразумевается также, что в рамках данного технического описания при указаниях на какой-либо диапазон используемых, соответствующих и т.п. концентраций или количеств имеются в виду любые концентрации или количества в пределах данного диапазона, включая начальную и конечную точки. Кроме того, каждое числовое значение следует сначала читать как имеющее определение «приблизительно» (если такое определение отсутствует в тексте), и в дальнейшем читать как не имеющее такого определения, если в контексте не оговорено иначе. Например, «диапазон от 1 до 10» означает указание на все без исключения возможные числа в непрерывном множестве между приблизительно 1 и приблизительно 10. Иными словами, в случае, когда дается некоторый диапазон, даже если только несколько конкретных точек указаны в явном виде или подразумеваются внутри этого диапазона, или даже если никакие точки не подразумеваются внутри этого диапазона, следует иметь в виду, что авторы изобретения учитывают и понимают, что все без исключения точки рассматриваются в качестве заданных, и что авторы изобретения обладают всем диапазоном и всеми точками внутри указанного диапазона.

Хотя гидравлический разрыв на сегодня является одним из наиболее важных и широко используемых способов интенсификации добычи из пласта, он до сих пор не лишен серьезных фундаментальных ограничений, которые приводят к ограничению добычи углеводородов. При проведении стандартной операции по интенсификации добычи в скважину закачивается загущенная жидкость с расходом и давлением, достаточным для гидроразрыва формации; образующаяся трещина заполняется расклинивающим материалом, обычно доставляемым в трещину с той же самой жидкостью. Вводимый расклинивающий материал предназначен для недопущения закрытия трещины и, как правило, представляет собой песок или керамические гранулы. Создаваемый при этом слой расклинивающего материала обеспечивает гидравлическую проницаемость, на порядки превышающую проницаемость исходной формации, тем самым облегчая приток добываемой жидкости в ствол скважины. Однако, несмотря на значительные усилия, направленные на разработку новых расклинивающих материалов с оптимизированными свойствами (высокое сопротивление раздавливанию, малая плотность и низкая себестоимость), достигаемая проводимость (проницаемость) расклиниваемых традиционными агентами трещин все еще может играть роль фактора, ограничивающего добычу целевой жидкости.

Неоднородное размещение расклинивающего агента (НРРА), например размещение расклинивающего агента в трещине в виде компактных кластеров (например, опор) и тем самым создание открытых каналов в трещине, может резко повысить проводимость трещины по сравнению с уровнем, достижимым для стандартных способов размещения расклинивающего агента. В отличие от подхода, при котором размещение расклинивающего агента определяется в основном специальным режимом закачки жидкости в скважину, в настоящем изобретении описан класс способов НРРА, в которых кластеры из расклинивающего агента, т.е. агломераты или агрегаты, генерируются in situ непосредственно в трещине, а момент формирования кластеров и их размещение контролируются химическими средствами с использованием фазовых переходов или химических превращений в полимерном геле.

В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения в полимерном геле, используемом в качестве загустителя жидкости для гидроразрыва, целенаправленно индуцируется синерезис. Обычно этот процесс считается совершенно нежелательным, поскольку при синерезисе резко изменяются реологические свойства жидкости для гидроразрыва, и нередко принимаются специальные меры для его исключения или ослабления. Однако при надлежащем контроле синерезис с выделением воды из геля может привести к агрегации частиц расклинивающего агента. Образующиеся при этом сгустки полимера захватывают расклинивающий агент и удерживают его внутри себя; расстояния между частицами в таких сгустках оказываются значительно короче, чем в исходной однородной суспензии. Удерживающие трещину от закрытия агрегаты (кластеры) из расклинивающего агента оказываются разделены каналами, что значительно повышает проводимость трещины.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения упомянутые сгустки полимера образуются в результате химически инициируемого взаимодействия между двумя разными полимерами. В качестве примера можно привести образование комплексов между двумя противоположно заряженными полиэлектролитами. Образование таких комплексов сопровождается агрегацией частиц расклинивающего агента и как следствие НРРА. В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения агрегация расклинивающего агента в кластеры происходит в результате фазового перехода в растворе полимера. В полимерном растворе с нижней критической температурой растворения при температуре пласта происходит расслоение фаз, и образующийся при этом осадок полимера скрепляет между собой частицы расклинивающего агента.

Агрегаты частиц расклинивающего агента, формируемые с использованием способов, составляющих предмет настоящего изобретения, могут далее упрочняться путем полимеризации нанесенного на них полимерного покрытия с использованием волокон либо любыми иными способами, известными специалистам в данной области.

В настоящем изобретении раскрыт способ формирования неоднородных кластеров из расклинивающего агента с использованием фазовых переходов в геле и химических превращений, приводящих к агрегации частиц расклинивающего агента.

Формирование неоднородных структур расклинивающего агента способами, составляющими предмет настоящего изобретения, может контролироваться синерезисом геля для гидроразрыва. В целях настоящего изобретения синерезис определяется как процесс отделения воды из геля. Синерезис приводит к фазовому расслоению геля и образованию водной фазы, вызванному разрушением геля. Если такой гель содержит в себе частицы расклинивающего агента, процесс синерезиса приводит к их агрегации, которая в целом зависит от степени усадки геля. В настоящем изобретении синерезис может регулироваться различными средствами.

Один предпочтительный способ инициирования и контроля синерезиса состоит в использовании сшитых боратом полимерных гелей и поливалентных катионов. Считается, что описываемый способ также применим для работы с гелями, сшитыми титаном и цирконием. Например, добавление гидроксида кальция в сшитый боратом гель вызывает синерезис геля. Например, хлорид кальция, борат и полимер смешиваются на поверхности. В смесь добавляют гидроксид или источник задержанного образования гидроксида, такой как оксид магния, для генерации гидроксида кальция in situ. Синерезис происходит после введения достаточного количества гидроксида поливалентного катиона. Предпочтительным является генерация упомянутого гидроксида поливалентного катиона in situ. Чем выше количество иона кальция, тем глубже и быстрее проходит синерезис. Могут использоваться и другие поливалентные катионы, например Zn, Al, Mg, Fe, Cu, Cr, Co, Ti, Zr и (или) Ni. Степень синерезиса зависит не только от концентрации поливалентного катиона, но также и от плотности боратной сшивки. Следует отметить, что может использоваться недорогой и (или) немодифицированный гуар, поскольку обеспечение вязкости теперь не является критической функцией и поскольку наличие примесей, попадающих в агломераты частиц расклинивающего агента, теперь не представляет проблемы.

Еще один способ инициирования и контроля синерезиса заключается в использовании избыточной сшивки геля. В отрасли хорошо известно, что высокие концентрации сшивающего агента могут приводить к повышению плотности сшивки и в конечном итоге к разрушению геля, из-за чего часто принимаются специальные меры для недопущения избыточной сшивки. Однако в настоящем изобретении для инициирования контролируемого синерезиса используется по меньшей мере один сшивающий агент и (или) по меньшей мере один механизм задержки сшивки. Использование более одного сшивающего агента и (или) механизма задержки позволяет производить первичную закачку суспензии со стандартной вязкостью и требуемой степенью сшивки, обеспечивая тем самым качественную доставку расклинивающего агента глубоко в трещину. Последующая избыточная сшивка геля происходит непосредственно в трещине и инициируется либо системой сшивки, отличной от системы, активной при первичной закачке, либо дополнительным механизмом задержки сшивки, либо обоими этими факторами. Агенты задержки сшивки известны специалистам в данной области; примеры включают многоатомные спирты, инкапсулированные сшивающие агенты, медленно растворяющиеся сшивающие агенты, и pH-контролируемые и (или) температурно-активируемые сшивающие агенты. Медленно растворяющиеся сшивающие агенты могут использоваться в чистом виде либо могут быть осажены на/нанесены на/внедрены в частицы расклинивающего агента. В целях настоящего изобретения могут использоваться различные системы сшивки, такие как системы на основе бора, любые известные в данной области системы сшивки на основе металла (такого как цирконий, хром, железо, бор, алюминий и титан), а также системы на основе органических соединений (таких как альдегиды, диальдегиды, фенолальдегидные композиции, многофункциональные амины и имины). Во всех случаях медленное возрастание концентрации сшивающего агента в геле приводит к контролируемой избыточной сшивке геля и синерезису. Размер образующихся при этом агрегатов геля (сгустков) регулируется сдвиговой историей, составом геля и условиями окружающей среды.

Другой способ регулирования синерезиса заключается в использовании селективной сшивки. В смеси сшиваемых и несшиваемых полимеров, в которой упомянутый несшиваемый полимер выполняет функцию загустителя, а сшиваемый полимер присутствует в концентрации ниже концентрации его кроссовера, сшиваемый полимер при сшивке образует так называемые «микрогели» (т.е. фрагменты геля, которые не могут перекрыться между собой для заполнения всего пространства). Такие микрогели формируются внутри вязкой матрицы несшиваемого полимера. Дополнительно возможно использование смеси двух полимеров и двух сшивающих агентов, в которой каждый сшивающий агент производит сшивку только одного из присутствующих в смеси полимеров. Одна пара полимер/сшивающий агент обеспечивает загущение жидкости, а вторая пара полимер/сшивающий агент образует микрогели. Дополнительно упомянутый загущающий полимер может быть сшит для стандартных целей гидроразрыва, а упомянутые микрогели могут быть сформированы позднее для обеспечения неоднородности размещения расклинивающего агента. Примеры таких систем включают (1) полимер матрицы = гуар/борат + полимер микрогеля = ксантан/Cr3+ (задержанный) или (2) полимер матрицы = гуар/борат + полимер микрогеля = полиакриламид/Cr3+ (задержанный) или полиакриламидформальдегид (задержанный, например, с использованием гексаметилентетрамина).

Другой способ регулирования синерезиса состоит в использовании смеси полимеров. В состав подобной смеси могут входить полимеры сходных типов (например, различные полисахариды, такие как исходный гуар и карбоксиметилгидроксиэтилгуар) или полимеры различных типов (например, полисахариды и полиакриламиды). В качестве системы сшивки могут применяться, например, любые из описанных выше систем. Различное сродство к сшивающему агенту разных полимеров приводит к формированию областей геля с различными вязкостями. Размеры и распределение таких областей могут регулироваться составом раствора, эффективностью смешивания и свойствами отдельных полимеров.

Еще один способ регулирования синерезиса заключается в использовании суперабсорбирующих полимеров (САП) для вытягивания воды из сшитого геля. Молекулярный вес и химические свойства используемых САП могут быть подобраны таким образом, чтобы возникающее осмотическое давление приводило к транспорту воды из фазы геля в фазу САП. Потеря гелем воды в свою очередь приводит к агрегации частиц расклинивающего агента. Суперабсорбирующие полимеры могут вводиться в суспензию в сухом или в частично разбухшем виде. Степень разбухания и выбор используемого совместно с САП растворителя могут использоваться для регулирования конкурирующего разбухания геля и САП. Кроме того, поглощение воды суперабсорбентом может инициироваться изменением pH, ионной силы раствора/геля, температуры и другими факторами. Молекулы САП могут быть как сшитыми, так и несшитыми.

Еще один способ регулирования синерезиса состоит в добавлении волокон, например волокон полимолочной кислоты в любую из упомянутых выше систем. Волокна не влияют на степень синерезиса, но они определяют объем, занимаемый усевшим гелем. Чем выше количество используемого волокна, тем больше будет конечный объем гелевой фазы при той же степени синерезиса. Кроме того, присутствие волокон значительно изменяет механические свойства гелевой фазы.

Растворы полиэлектролитов широко применяются в различных нефтепромысловых технологиях, обычно обеспечивая уникальное сочетание свойств. Карбоксиметилированные гуары и целлюлозы (такие как карбоксиметилгуар (КМГ), карбоксиметилгидроксипропилгуар (КМПГ), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), полианионная целлюлоза, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза и т.д.) представляют собой наиболее широко распространенные полимеры такого типа, используемые в буровых растворах и гелях для гидроразрыва. Эти функционализированные полисахариды имеют полярные карбоксильные группы, которые повышают растворимость полимера в воде, увеличивают его химическую стойкость и позволяют использовать металлы для сшивки. Многие природные и полусинтетические полимеры также представляют собой полианионы, например, ксантан, каррагинан, лигносульфонат и т.д. Среди чисто синтетических полианионов особую роль играют полимеры на основе полиакриловой кислоты и полиакриламида. Они используются в качестве флокулянтов, обезвоживающих и смазывающих агентов, а также имеют множество иных применений. Полиакриламиды содержат анионные группы либо в связи с естественным гидролизом акриламида до акриловой кислоты, либо в связи с наличием целенаправленно введенных сульфоновых групп (как, например, в акриламидо-2-метил-1-пропансульфоновой кислоте (AMPS)). Комплексы гуара с борат-ионом демонстрируют полианионные свойства в основной среде.

Поликатионы в нефтепромысловых технологиях применяются не так широко, поскольку они, как правило, дороже соответствующих анионных аналогов. Примеры наиболее часто используемых поликатионов включают различные сополимеры полиакриламида с хлоридом диаллилдиметиламмония (DADMAC), хлоридом акрилоилоксиэтилтриметиламмония и другими четвертичными аммониевыми мономерами, поливинилпирролидон, полиэтиленимин (PEI), а также природные полимеры, такие как хитозан, желатин (и другие полипептиды) и поли-L-лизин.

Взаимодействие противоположно заряженных полиэлектролитов в растворе приводит к агрегации и образованию полиэлектролитного комплекса (ПЭК). При образовании ПЭК происходит высвобождение находящихся рядом с заряженными группами свободных полиэлектролитов малых противоионов, что приводит к выигрышу энтропии, который считается главной движущей силой такого взаимодействия. Длинноцепочечные полианионы и поликатионы, каждый со своими малыми органическими или неорганическими противоионами, образуют комплексы полимеров, в которых они играют роль противоионов друг к другу, так что исходные малые противоионы не включаются в состав такого комплекса. В формирование комплексов могут вносить вклад и другие эффекты, такие как образование межцепочечных водородных связей, гидрофобные взаимодействия и т.д.

Известны несколько типов структур ПЭК. Одна из них основана на образовании практически стехиометрических комплексов между полиэлектролитами близкого молекулярного веса; такую структуру обычно называют комплексом «лестничного» типа, в ней противоположно заряженные полимерные цепи выровнены относительно друг друга и ионно связаны между собой (как показано на канале A, фиг.4). Также известны водорастворимые упорядоченные нестехиометрические комплексы со структурой лестничного типа. В более разориентированных ПЭК, для описания структуры которых применяется термин комплексы «омлетного» типа, полимерные цепи находятся в свернутом состоянии и образуют структуру со статистической компенсацией заряда (как показано для случая B, фиг.4). Такие комплексы часто имеют сильно нестехиометрическое соотношение компонентов-полиэлектролитов и обычно характеризуются очень низкой растворимостью. Применение комплексов такого типа составляет одно из вариантов осуществления настоящего изобретения.

Формирование ПЭК со структурой «омлетного» типа позволяет захватить частицы расклинивающего агента в полимерных сгустках. Следует отметить, что в этом случае сила агрегации, удерживающая частицы в кластере, оказывается значительно выше, чем в случае флокуляции. Флокуляция широко применяется при обработке воды; захватываемые при флокуляции частицы, как правило, имеют размеры, не превышающие приблизительно 150 микрон (сито № 100, стандарт США). Органические флокулянты, в состав которых обычно входят водорастворимые полимеры, формируют молекулярные мостики между частицами, и образующиеся хлопья удерживаются свернутыми, но линейными полимерными цепями. Сгустки ПЭК, напротив, представляют собой трехмерные сети полимерных цепей с высокой степенью сшивки, которые дополнительно могут, как и в случае флокулянта, иметь сродство к поверхности захваченных частиц за счет образования водородных связей, электростатических, ван-дер-ваальсовых и иных сил.

Образование ПЭК может регулироваться различными средствами. Известные специалистам в данной области задерживающие агенты на основе регулировки pH могут применяться для корректировки pH жидкости для гидроразрыва и инициирования образования ПЭК в трещине. В неограничивающем примере в состав суспензии для гидроразрыва, помимо расклинивающего агента и иных добавок, входят два полиакриламидных сополимера, первый из которых включает в качестве одного из мономеров акриловую кислоту, а второй включает в качестве одного из мономеров DADMAC. Когда pH суспензии поддерживается ниже приблизительно 4,0, большая часть карбоксильных групп PAM-PA (полимера акриламида и акриловой кислоты) находится в недиссоциированной (протонированной) форме, и полимер PAM-PA не демонстрирует свойств полиэлектролита. При повышении pH суспензии выше приблизительно 5,0 начинается диссоциация карбоксильных групп и образующийся из PAM-PA полиэлектролит вступает в комплексообразование с PAM-DADMAC, формируя малорастворимые сгустки ПЭК с захваченными частицами расклинивающего агента.

Другой метод регулируемого образования ПЭК состоит в in situ синтезе одного из полиэлектролитов непосредственно в трещине. В неограничивающем примере для получения поликатионных частиц из исходно нейтрального PAM используются реакции аминометилирования по Манниху или разложения полиакриламидного полимера по Гофману. Обе реакции протекают в водном растворе при температурах выше приблизительно 50°C. В реакции Манниха PAM обрабатывается формальдегидом и амином, что приводит к образованию основных групп Манниха (-NH-CH2-NR2), которые остаются положительно заряженными даже в растворах с относительно высокими величинами pH; получаемый при этом продукт представляет собой поликатион. Предпочтительно использование вторичных аминов, таких как диэтил- и дипропиламин, но могут применяться и аммиак и первичные амины. Формальдегид может генерироваться непосредственно в трещине из предшественника (например, уротропина (гексаметилентетрамина)), так что не потребуется использование токсичных веществ. Другим способом генерирования полиэлектролита непосредственно в трещине является реакция разложения Гофмана, в которой PAM обрабатывается гипогалогенитом в щелочном растворе с образованием поливиниламина - катионного полиэлектролита. Подробное описание химических превращений PAM в условиях проведения реакции непосредственно в трещине.

Еще одним способом регулирования (задерживания) образования ПЭК является применение эмульсии любого типа (масло-в-воде, вода-в-масле, вода-в-воде) для доставки в трещину по меньшей мере одного полиэлектролита. В неограничивающем примере в состав суспензии для гидроразрыва, помимо расклинивающего агента и иных добавок, также входят устойчивые при внешних условиях капли эмульсии, содержащие внутри полиэлектролит, который, тем самым, оказывается нереакционноспособным по отношению к своему противоположно заряженному партнеру, также присутствующему в той же суспензии. Упомянутая эмульсия распадается либо в условиях пласта (при повышенных температурах), либо в результате использования агента задержанного разложения эмульсии, и высвобождает содержавшийся в каплях полиэлектролит, которые немедленно вступает в реакцию образования ПЭК.

Еще один способ применения ПЭК состоит во введении одного из полимеров или предшественников полимеров в твердом виде.

Могут применяться и любые другие способы контролируемого (задержанного) образования ПЭК, например, на основе временной защиты заряженных групп по меньшей мере одного из полиэлектролитов путем применения химических защитных групп или ПАВ (при использовании комплексов полиэлектролит-ПАВ).

Другие неограничивающие примеры инициируемого изменением pH формирования ПЭК включают следующие способы.

1. Использование смеси, содержащей полиэтиленимин (при щелочных pH находящийся в неионной форме) и сульфонированный полимер (сохраняющий анионный заряд при высоких, нейтральных и низких величинах pH); ПЭК не будут образовываться до тех пор, пока pH среды не изменится с щелочной до кислой (при этом полиэтиленимин перейдет в положительно заряженную форму). Требуемое изменение pH может быть инициировано контролируемым гидролизом частиц полимолочной кислоты и (или) полигликолевой кислоты (PLA/PGA).

2. Использование смеси хитозана (который нерастворим при щелочных pH) и сульфонированного полимера (сохраняющего анионный заряд при высоких, нейтральных и низких величинах pH); ПЭК не будут образовываться до тех пор, пока значение pH среды не изменится с щелочной в кислую сторону (при этом хитозан растворится в форме катионного полимера). Требуемое изменение pH опять может быть инициировано контролируемым гидролизом частиц полимолочной кислоты и (или) полигликолевой кислоты (PLA/PGA).

3. Использование смеси поли-DADMAC (сохраняющего катионный заряд при высоких, нейтральных и низких величинах pH) и карбоксилатного полимера (который при высоких pH находится в анионной форме, но при pH в районе pKa и ниже переходит в неионную форму). В этом случае ПЭК не образуются в кислой среде; для инициирования образования ПЭК требуется увеличение pH среды.

Инициаторы, отличные от полимерных комплексов типа ПЭК, дадут сходный результат. Помимо электростатических взаимодействий в качестве движущей силы для образования полимерного комплекса могут использоваться и другие силы. В качестве неограничивающего примера комплексы на основе водородных связей дают эффект, близкий к эффекту описанных выше ПЭК. В более широком смысле в приведенном выше описании вместо ПЭК может использоваться любой комплекс, в состав которого входит по меньшей мере один полиэлектролит. Подобный полиэлектролит может образовывать комплексы с различными соединениями, такими как неионные полимеры, ПАВ и неорганические частицы (например, ионы металлов).

Полимеры с нижней критической температурой растворения (НКТР)

Реагирующие на внешнее воздействие полимеры представляют собой широкий класс современных функциональных материалов. Они способны воспринимать малые изменения внешних воздействий, таких как pH, температура, электрическое/магнитное/механическое поле или световой поток, и производить соответствующие изменения или преобразования физической структуры и химических свойств полимерного раствора или геля. Значительные усилия были направлены на разработку химической структуры и исследование свойств реагирующих на тепловое воздействие, или термочувствительных, полимеров. В частности, их структура, свойства и конфигурация демонстрируют высокочувствительный отклик на изменения температуры. Водные растворы некоторых полимеров испытывают быстрые обратимые изменения в окрестности нижней критической температуры растворения (НКТР). Ниже НКТР цепи свободного полимера растворимы в воде и находятся в полностью гидратированной расправленной конформации. Напротив, выше НКТР полимерные цепи становятся более гиброфобными, что приводит к выделению полимера в отдельную фазу. Спектр применения термочувствительных полимеров очень широк и включает изготовление термо- или pH-чувствительных материалов для систем доставки лекарств, биосенсоров, термочувствительных покрытий, катализаторов, растворимых полимерных лигандов для очистки от тяжелых металлов, систем разделения по размеру частиц, а также диспергируемых в воде гидрофобных загустителей для нефтедобывающей промышленности.

Растворимость большинства полимеров растет с повышением температуры, но некоторые НКТР-полимеры имеют обратную температурную зависимость растворимости. Самую обширную группу термочувствительных полимеров образуют полимеры, несущие амидные группы. Наиболее известными из них являются поли-(N-изопропилакриламид) и поли-(N,N'-диэтилакриламид). Они имеют близкие НКТР в районе 32-33°C. Поли-(этиленоксид) (PEO) представляет собой один из наиболее изученных биосовместимых полимеров, демонстрирующих НКТР-поведение. НКТР-переход водных растворов PEO происходит при температурах в диапазоне от приблизительно 100°C до приблизительно 150°C в зависимости от молекулярного веса полимера. Такой температурный диапазон расширяет сферу применения PEO для термочувствительных приложений. Свойства полимерного раствора, такие как температура фазового перехода, определяются химическим составом и молекулярным весом полимера и параметрами среды, такими как pH, состав и концентрация ионов.

Примеры полимеров, имеющих нижние критические температуры растворения, без ограничений включают следующие полимеры: сополимеры этилена и винилового спирта; сополимеры этилена и пропиленоксида; сополимеры N,N-диметилакриламида и метилакрилата, этилакрилата, пропилакрилата, бутилакрилата, 2-этоксиэтилакрилата и (или) 2-метоксиэтилакрилата; гидроксипропилцеллюлоза; сополимеры N-изопропилакриламида и акриламида; сополимеры N-изопропилакриламида и 1-деокси-1-метакриламидо-D-глуцитола; N-изопропилметакриламид; метилцеллюлоза (с различной концентрацией метильных заместителей); сополимеры метилцеллюлозы и гидроксипропилцеллюлозы; полифосфазеновые полимеры, включая поли[бис(2,3-диметоксипропанокси)фосфазен], поли[бис(2-(2'-метоксиэтокси)этокси)фосфазен], поли[бис(2,3-бис(2-метоксиэтокси)пропанокси)фосфазен], поли[бис(2,3-бис(2-(2'-метоксиэтокси)этокси)пропанокси)фосфазен] и поли[бис(2,3-бис(2-(2'-(2''-диметоксиэтокси)этокси)этокси)пропанокси)фосфазен]; поли(этиленгликоль); блок-сополимеры поли(этиленоксид)-b-поли[бис(метоксиэтоксиэтокси)фосфазен]; триблок-сополимеры поли(этиленоксид)-b-поли(пропиленоксид)-b-поли(этиленоксид); поли(N-изопропилакриламид); блок-сополимеры поли(N-изопропилакриламида) и поли[(N-ацетилимино)этилена]; поли(N-изопропилметакриламид); поли(пропиленгликоль); поли(виниловый спирт); поли(N-винилкапролактам); поли(N-винилизобутирамид); поли(винилметиловый эфир); поли(N-винил-N-пропилацетамид); сополимеры N-винилацетамида и винилацетата; сополимеры N-винилкапролактама и N-виниламина; сополимеры винилового спирта и винилбутирата; сополимеры N-винилформальдегида и винилацетата, а также их сочетания.

Термочувствительные полимерные флокулянты могут применяться для агрегации частиц расклинивающего агента в трещине. На приведенной ниже схеме показано представление механизма агрегации частиц расклинивающего агента с использованием НКТР-полимера, см. фиг.5. Механизм агломерации частиц в этом случае включает адсорбцию полимера на поверхность частиц при температуре ниже НКТР. В этих условиях полимеры растворимы в воде, и между молекулами полимера и воды имеются водородные связи; полимерные цепи имеют конформацию расправленного статистического клубка. При повышении температуры выше НКТР водородные связи ослабляются, что приводит к фазовому разделению полимера и воды, при этом полимерные цепи разрушаются и выпадают в осадок, захватывая в себя частицы расклинивающего агента.

Описанное образование осадков НКТР-полимеров также дает возможность инициировать агрегацию/агломерацию частиц расклинивающего агента. Однако если при образовании осадков НКТР-полимеров остается подобная воде матричная жидкость, ее утечки оказываются слишком велики, и в трещине останутся только полимерные сгустки и расклинивающий агент. С другой стороны, можно получить практически полезную систему, если осадки НКТР-полимеров формируются таким образом, что остающаяся матрица представляет собой вязкую жидкость с малой утечкой.

Возможны два пути практической реализации настоящего изобретения: закачка в трещину одной композиции, содержащей инициирующий или задерживающий агент, или закачка в трещину двух или более композиций, которые смешиваются и реагируют непосредственно в трещине.

Типичная последовательность стадий при индуцируемой комплексами полиэлектролитов (ПЭК) агломерации выглядит следующим образом: закачка жидкости разрыва; закачка содержащей расклинивающий агент суспензии, в состав которой входит по меньшей мере один полиэлектролит уже в заряженной форме и по меньшей мере один неионный полимер, который может быть превращен в полиэлектролит с зарядом, противоположным по знаку заряду первого полимера, с помощью инициирующего или задерживающего агента; агрегация расклинивающего агента; закрытие трещины. Концентрация полиэлектролитов и предшественников полиэлектролитов находится в диапазоне от приблизительно 0,005 до приблизительно 5% вес. Соответствующие целям настоящего изобретения механизмы инициирования образования ПЭК перечислены выше. В состав суспензии могут также входить другие используемые в нефтедобывающей промышленности и известные специалистам добавки, такие как загустители, ПАВ, стабилизаторы неустойчивых глин, бактерицидные агенты и т.д.

Последовательность стадий для вариантов осуществления, использующих агломерацию на основе синерезиса геля, выглядит следующим образом: закачка жидкости разрыва для создания трещины; закачка содержащей расклинивающий агент жидкости, испытывающей синерезис в условиях пласта; агломерация расклинивающего агента; закрытие трещины на сформированных агломератах. В предпочтительном варианте осуществления в состав жидкости также дополнительно входят волокна для стабилизации агломератов и защиты от седиментации.

При использовании подходов к агломерации на основе НКТР-полимеров возможна следующая последовательность стадий обработки: закачка жидкости разрыва для создания трещины; закачка содержащей расклинивающий агент жидкости, испытывающей фазовый переход в условиях пласта (например, при нагреве до температуры пласта); агломерация расклинивающего агента; закрытие трещины на сформированных агломератах.

В подходе с использованием и смешиванием двух различных жидкостей агломерация индуцируется закачкой жидкости разрыва для создания трещины с последующей закачкой двух жидких компонентов в область перфорации по разным путям, например, путем закачки одной жидкости по гибкой трубе и другой жидкости по кольцевому пространству между трубой и стенкой скважины. Смешивание двух жидкостей в перфорационных отверстиях или за ними индуцирует агломерацию расклинивающего агента. Агломерированные частицы переносятся в трещину. После обработки трещина закрывается на агломератах.

Способ, составляющий предмет настоящего изобретения, может применяться для трещин любого размера и ориентации. Особенно перспективно его применение для проведения гидроразрыва в горизонтальных скважинах и (или) мягких формациях. Агломерация и, как следствие, неоднородное размещение расклинивающего агента должны происходить либо на стадии закачки, либо на дополнительной стадии технического отстоя скважины после обработки; они должны происходить до начала притока в ствол скважины.

Настоящее изобретение может быть лучше понято после рассмотрения приведенных ниже примеров.

Пример 1

Приготовили суспензию из линейного геля на деионизованной воде, содержащую 3,6 г/л (30 фунт/1000 гал) гуара и 406 г/л (4 ppa) песка крупностью 0,300-0,106 мм (сито № 50/140, стандарт США). Затем гель сшили, используя различные концентрации сшивающего агента (см. таблицу 1). В качестве сшивающего агента использовали смесь H3BO3:NaOH:CaCl2 с весовым соотношением компонентов 3,1:1:1,3, в которой содержание твердых веществ составляло 50% вес. в воде. В образце с самой высокой концентрацией бората через три часа наблюдали заметное разрушение геля, тогда как в образце геля с самой низкой концентрацией сшивающего агента никаких изменений не обнаружили. Через 24 часа выдержки при комнатной температуре измерили объемы воды, вышедшей из образцов геля. Обнаружили, что после синерезиса все частицы расклинивающего агента остались в гелевой фазе, где концентрация расклинивающего агента возросла до 2 раз.

Таблица 1
Образец № Добавлено сшивающего агента, мл Объем водной фазы через 24 часа, % Концентрация расклинивающего агента после синерезиса, г/л
1 2 0 406
2 4 51 705
3 7 61 826
4 10 64 881

Пример 2

Используя деионизованную воду, приготовили образец 1 реагента на водной основе, из эмульсии типа «вода-в-масле» сополимера анионного полиакриламида и AMPS, используемого для снижения трения, в концентрации 0,1% вес. (1 промилле); в образец добавили приблизительно 10 мг красителя - метиленового голубого. Используя деионизованную воду, приготовили образец 2 реагента на водной основе из эмульсии типа «вода-в-масле» катионного полиакриламида, также используемого для снижения трения, в той же концентрации; в образец добавили приблизительно 10 мг метилового оранжевого.

В одном эксперименте 20 мл образца 1 поместили в чашку Петри и добавили к нему 20 мл образца 2. Чашку Петри трясли вручную для перемешивания двух образцов. Приблизительно через 1 минуту такого перемешивания появилась и стала расти сетка из тонких зеленых линий, представлявших собой комплекс полиэлектролитов, окрашенный смесью красителей. Сетка была липкой, и ее дальнейший рост при перемешивании привел к образованию полимерного сгустка. Во втором эксперименте 4,8 г песка крупностью 400-800 микрон (сито № 20/40, стандарт США) диспергировали в 20 мл образца 1, получив концентрацию расклинивающего агента приблизительно 240 г/л (2 ppa). Затем к полученной суспензии расклинивающего агента медленно добавили 20 мл образца 2 и тщательно перемешали полученную смесь. Зерна песка фракций 20/40, исходно равномерно диспергированные по смеси, при этом собрались в агрегатах зеленого цвета.

Пример 3

Изучили синерезис гелей, изготовленных на деионизованной воде из 3,6 г/л гуара, 0,5 г/л борной кислоты и 3 мл/л 5-процентного (% вес.) раствора NaOH с добавкой различного количества Ca(OH)2. Используемый Ca(OH)2 имел крупность 0,6-0,3 мм (сито № 30/50). Синерезис, на протекание которого при комнатной температуре потребовался почти день, при температуре 50°C прошел за несколько часов. Степень и скорость синерезиса регулировалась концентрацией вводимых катионов. На фиг.1 приведена зависимость степени синерезиса от времени для образцов сшитого боратом гуарового геля с различными концентрациями Ca(OH)2 при комнатной температуре. Синерезис в этих системах начинался при концентрации Ca(OH)2 приблизительно 0,014 моль/л.

Пример 4

Изучили кинетику синерезиса в присутствии ионов магния. Гели готовили на деионизованной воде, содержащей 3,6 г/л гуара, 3,6 г/л H3BO3 и 23 мл/л 5-процентного (% вес.) раствора NaOH с добавкой 0,142-1,3 г/л MgCl2 и соответствующие количества NaOH для образования Mg(OH)2. На фиг.2 приведена степень синерезиса для сшитого боратом гуарового геля в образцах с различными концентрациями Mg(OH)2 при комнатной температуре. Синерезис в этих системах начинался при концентрации Mg(OH)2 приблизительно 0,005 моль/л.

Пример 5

Изучили кинетику синерезиса в присутствии ионов алюминия. Гели готовили на деионизованной воде, содержащей 3,6 г/л гуара, 3,6 г/л H3BO3 и 23 мл/л 5-процентного (% вес.) раствора NaOH с добавкой 0,178-3,26 г/л AlCl3·6H2O и соответствующие количества NaOH для образования Al(OH)3. На фиг.3 приведена степень синерезиса для образцов сшитого боратом гуарового геля с различными концентрациями AlCl3·6H2O. Считается, что произошло образование Al(OH)4-; синерезис начинался при концентрации приблизительно 0,004 моль/л.

Пример 6

На деионизованной воде приготовили гели с 0,014 моль/л алюминия (3,6 г/л гуара, 3,6 г/л H3BO3, 3,26 г/л AlCl3·6H2O, и 55,4 мл/л 5-процентного (% вес.) раствора NaOH) и добавили в образцы различные количества волокон полимолочной кислоты размером 6-8 мм. Концентрации волокон находились в диапазоне от 0 до 10,3 г/л. После синерезиса объем усевшего геля оказался зависящим от концентрации волокна; чем большее количество волокна было добавлено, тем больше был объем геля вплоть до приблизительно 3,6 г/л волокна. Изменение концентрации волокна от 3,6 до 10,3 г/л практически не приводило к видимым изменениям синерезиса геля.

Пример 7

Изучили влияние плотности боратной сшивки на степень синерезиса. Приготовили два образца сшитого геля с добавленными ионами меди, отличавшиеся концентрацией бората. Первый образец приготовили на деионизованной воде, содержащей 3,6 г/л гуара, 0,652 г/л CuCl2·2H2O, 3,6 г/л H3BO3 и 29,1 мл/л 5-процентного (% вес.) раствора NaOH. Второй образец приготовили на деионизованной воде, содержащей 3,6 г/л гуара, 0,652 г/л CuCl2·2H2O, 0,5 г/л H3BO3 и 9,1 мл/л 5-процентного (% вес.) раствора NaOH. После двухчасовой выдержки при комнатной температуре степень синерезиса оказалась равной 70% в образце с высокой концентрацией борной кислоты и 9% в образце с низкой концентрацией борной кислоты.

Пример 8

Три грамма песка крупностью 0,212-0,106 мм (сито № 70/140) (d50 равно 169 мкм по данным анализатора Malvern Mastersizer) поместили в чашку Петри, содержащую 20 мл деионизованной воды и 0,8 г поли(N-изопропилакриламида) (средняя Mn приблизительно 20000-25000); полимер имеет НКТР 32°C. Полученную суспензию в течение одной минуты интенсивно перемешали при комнатной температуре на магнитной мешалке. Агломерации при этом не наблюдали. Затем суспензию при перемешивании нагрели до температуры 40°C. При достижении температуры 40°C перемешивание прекратили и наблюдали образование агломератов. Средние размеры образовавшихся агломератов оценили по результатам измерений на фотографиях сосуда с образцом на фоне градуированной линейки. Средний размер агломератов, полученных в динамических условиях (при интенсивном перемешивании), составил приблизительно 0,9 см. Анализ агломератов показал, что они состоят из песка и выпавшего в осадок полимера.

Пример 9

Продемонстрировали применение комплексов полиэлектролитов для агломерации частиц расклинивающего агента. Изучили агломерацию песка крупностью 0,850-0,425 мм (сито № 20/40) в комплексе полиэлектролитов (ПЭК), образованном из частично гидролизованного полиакриламида (PHPA) (статистический анионный сополимер, состоящий из 40% мол. акрилата натрия и 60% мол. акриламида и имеющий средний молекулярный вес приблизительно 10×106 г/моль) и полиэтиленимина (PEI) (сильноразветвленный катионный полимер со средним молекулярным весом приблизительно 8×105 г/моль). Типичная структура PEI имеет следующий вид:

В стакане объемом 250 мл приготовили суспензию 10 г песка крупностью 0,850-0,425 мм (сито № 20/40) в 100 г деионизованной воды, используя для перемешивания двухлопастную мешалку с верхним механическим приводом и частотой вращения 270 об/мин. При непрерывном перемешивании (270 об/мин) добавили 25 г однопроцентного (по весу) раствора PHPA в двухпроцентном (по весу) растворе KCl. После 10 минут непрерывного перемешивания добавили 2,5 г 10-прцентного (по весу) раствора PEI в деионизованной воде и продолжили перемешивание в течение еще 15 минут. На этом этапе водная фаза раствора содержала 0,196% вес. полимера PHPA, 0,196% вес. полимера PEI и 0,39% вес. KCl. pH водной фазы был достаточно щелочной для поддержания полимера PEI в незаряженной форме, что ингибировало выпадение ПЭК. Затем для индуцирования протонирования полимера PEI и осаждения ПЭК добавили кислоту; снова при непрерывном перемешивании (270 об/мин) в смесь добавили 2 г 1-молярной HCl, используя пипетку Пастера для введения кислого раствора в придонной области перемешиваемой смеси. Через несколько минут непрерывного перемешивания образовался очень рыхлый липкий осадок ПЭК. Еще через несколько минут осадок ПЭК усел до небольшой доли полного объема смеси и полностью инкапсулировал в себе (агломерировал) все 10 г песка; следов песка на дне стакана не осталось. Описанный эксперимент показал 100% эффективность агломерации (ЭА), где ЭА определяется как процентная доля (по весу) песка, инкапсулированного/агломерированного ПЭК. После добавления кислоты и последующего тщательного перемешивания pH водной фазы составил 9,5. При такой pH PEI находился в достаточно протонированной (катионной) форме для сильного взаимодействия, путем электростатического притяжения, с анионными карбоксилатными сайтами полимера PHPA. Это привело к наблюдавшемуся образованию липкого осадка ПЭК. Такую же 100% эффективность агломерации для того же песка получили в аналогичных экспериментах с конечной pH среды 8,5 и 10,0.

Пример 10

В качестве дальнейшей демонстрации агломерации песка крупностью 0,850-0,425 мм (сито № 20/40) провели дополнительные эксперименты в полиэлектролитных комплексах (ПЭК), образованных из тех же полимеров PEI и PHPA, что и в примере 9. Эксперименты проводили так же, как описано в примере 9, но на этот раз варьировали соотношения PEI и PHPA, а вместо деионизованной воды использовали 100 г двухпроцентного (по весу) водного раствора KCl. Как и ожидалось, более высокая ионная сила двухпроцентного водного раствора KCl привела к некоторой экранировке сильного электростатического взаимодействия между противоположно заряженными полимерами. Полученные результаты приведены в таблице 2. Снова получили высокую ЭА даже в присутствии соли, однако на этот раз она не достигла 100%.

Таблица 2
Состав водной фазы (до введения кислоты) Жидкая основа pH после добавления кислоты и перемешивания ЭА
0,2% вес. PHPA, 0,1% вес. PEI 2% вес. KCl 9,1 66
0,2% вес. PHPA, 0,2% вес. PEI 2% вес. KCl 9,2 71
0,2% вес. PHPA, 0,3% вес. PEI 2% вес. KCl 9,3 80

Можно заметить, что при повышении концентрации PEI происходит некоторое повышение ЭА.

Пример 11

Изучили агломерацию песка крупностью 0,850-0,425 мм (сито № 20/40) в полиэлектролитном комплексе (ПЭК), образованном из комплексованного боратом гуара (который представляет собой анионный полимер) и катионного сополимера акриламида и DADMAC. В стакане объемом 250 мл приготовили суспензию песка крупностью 0,850-0,425 мм (сито № 20/40) в 100 г линейного геля, содержащего 1,2 г/л гуара, 0,46 г/л борной кислоты и 0,1 г/л сополимера акриламида и DADMAC, используя для перемешивания мешалку с верхним механическим приводом и частотой вращения 500 об/мин. Водная фаза имела приблизительно нейтральный pH. Через 5 минут непрерывного перемешивания добавили 6 мл/л 5-процентного (по весу) раствора NaOH, что привело к образованию гуар-боратного комплекса и выпадению в осадок ПЭК. Практически весь песок при этом оказался в выпавшей в осадок фазе.

Пример 12

Проверили влияние ионной силы раствора на степень синерезиса. Приготовили два образца сшитого геля с разными концентрациями хлорида калия. Первый образец приготовили в деионизованной воде из 3,6 г/л гуара, 7 г/л H3BO3 и 42 мл/л 5% вес. раствора NaOH. Второй образец приготовили в деионизованной воде из 3,6 г/л гуара, 7 г/л H3BO3, 42 мл/л 5-процентного (по весу) раствора NaOH и 20 г/л KCl. После двухчасовой выдержки при комнатной температуре степени синерезиса составили 94% для образца с хлоридом калия и 0% для образца без соли.

1. Способ индуцирования агрегации расклинивающего агента в трещине гидроразрыва, включающий в себя этапы: (1) приготовления жидкости-носителя расклинивающего агента, вязкость которой повышена путем использования полимерного геля, способного к синерезису; (2) закачивания суспензии расклинивающего агента и упомянутой жидкости в скважину; и (3) инициирования синерезиса геля с формированием агрегатов из расклинивающего агента.

2. Способ по п.1, где упомянутая жидкость-носитель также содержит волокна.

3. Способ по п.1, где, по меньшей мере, часть используемого расклинивающего агента имеет полимерное покрытие.

4. Способ по п.1, где упомянутый полимерный гель представляет собой сшитый гель.

5. Способ по п.1, где упомянутый полимерный гель представляет собой сшитый боратом полимерный гель, а упомянутый синерезис инициируется введением в гель поливалентного катиона.

6. Способ по п.5, где упомянутый поливалентный катион представляет собой катион металла, выбираемого из группы, состоящей из Са, Zn, Al, Mg, Fe, Cu, Со, Cr, Ni, Ti, Zr, а также их смесей.

7. Способ по п.5, где упомянутый поливалентный катион вводится в полимерный гель путем растворения соли, оксида или гидроксида катиона.

8. Способ по п.5, где упомянутый поливалентный катион на момент инициирования синерезиса находится в форме гидроксида.

9. Способ по п.1, где упомянутый синерезис инициируется избыточной сшивкой полимерного геля.

10. Способ по п.9, где избыточная сшивка полимерного геля задержана путем использования задерживающего сшивку агента.

11. Способ по п.9, где избыточная сшивка полимерного геля индуцируется инкапсулированным сшивающим агентом, медленно растворяющимся сшивающим агентом либо температурно-активируемым сшивающим агентом.

12. Способ по п.1, где упомянутый синерезис инициируется путем введения в состав упомянутой жидкости дополнительно к полимерному гелю второго полимера и агента задержанной сшивки для второго полимера.

13. Способ по п.12, где упомянутый второй полимер присутствует в концентрации ниже его концентрации кроссовера.

14. Способ по п.1, где упомянутый синерезис инициируется суперабсорбирующим полимером.

15. Способ по п.1, где упомянутое инициирование синерезиса геля производится второй жидкостью, которая приводится в контакт с жидкостью-носителем расклинивающего агента непосредственно в трещине гидроразрыва.

16. Способ индуцирования агрегации расклинивающего агента в трещине гидроразрыва, включающий в себя этапы: (1) приготовления жидкости-носителя расклинивающего агента, содержащей, (i) по меньшей мере, один анионный полиэлектролит или предшественник, по меньшей мере, одного анионного полиэлектролита и, (ii) по меньшей мере, один катионный полиэлектролит или предшественник, по меньшей мере, одного катионного полиэлектролита; (2) закачивания суспензии расклинивающего агента и упомянутой жидкости в скважину; и (3) инициирования образования комплекса полиэлектролитов с формированием агрегатов из расклинивающего агента.

17. Способ по п.16, где упомянутая жидкость-носитель также содержит волокна.

18. Способ по п.16, где, по меньшей мере, часть используемого расклинивающего агента имеет полимерное покрытие.

19. Способ по п.16, где упомянутое образование комплекса полиэлектролитов индуцируется изменением рН.

20. Способ по п.16, где упомянутое образование комплекса полиэлектролитов индуцируется превращением, по меньшей мере, одного предшественника полиэлектролита в полиэлектролит.

21. Способ по п.16, где упомянутое образование комплекса полиэлектролитов индуцируется образованием катионного полиэлектролита непосредственно в трещине гидроразрыва.

22. Способ по п.21, где упомянутый катионный полиэлектролит образуется непосредственно в трещине гидроразрыва способом, выбираемым из реакции Манниха или разложения полиакриламида по Гофману.

23. Способ по п.16, где упомянутое образование комплекса полиэлектролитов индуцируется образованием анионного полиэлектролита непосредственно в трещине гидроразрыва.

24. Способ по п.23, где упомянутый анионный полиэлектролит образуется непосредственно в трещине гидроразрыва в процессе гидролиза.

25. Способ по п.16, где, по меньшей мере, один полиэлектролит или предшественник полиэлектролита исходно присутствует в упомянутой жидкости-носителе во внутренней фазе эмульсии.

26. Способ по п.16, где, по меньшей мере, один полиэлектролит или предшественник полиэлектролита исходно присутствует в твердом виде.

27. Способ по п.16, где образование комплекса полиэлектролитов задерживается во времени путем введения, по меньшей мере, одного полиэлектролита в упомянутую жидкость-носитель в виде комплекса полиэлектролит-ПАВ.

28. Способ по п.16, где упомянутое инициирование производится второй жидкостью, которая приводится в контакт с жидкостью-носителем расклинивающего агента непосредственно в трещине гидроразрыва.

29. Способ индуцирования агрегации расклинивающего агента в трещине гидроразрыва, включающий в себя этапы: (1) приготовления жидкости-носителя расклинивающего агента, содержащей полимер при температуре, меньшей его нижней критической температуры растворения; и (2) закачивания суспензии расклинивающего агента и упомянутой жидкости в подземную формацию при температуре, большей нижней критической температуры растворения полимера с формированием агрегатов из расклинивающего агента.

30. Способ по п.29, где упомянутая жидкость-носитель также содержит волокна.

31. Способ по п.29, где, по меньшей мере, часть используемого расклинивающего агента имеет полимерное покрытие.



 

Похожие патенты:

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.

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 нефтяной промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой продуктивного пласта горизонтального ствола скважины, перфорацию обсадной колонны в горизонтальном стволе скважины, азимутально сориентированную интервалами с помощью гидромеханического щелевого перфоратора, спущенного в скважину на колонне труб за одну спуско-подъемную операцию, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. Горизонтальный ствол скважины бурят в пласте параллельно направлению минимального главного напряжения. На нижний конец колонны гибких труб устанавливают заглушку и монтируют на колонне гибких труб два пакера, при этом между пакерами в колонне гибких труб выполняют сквозные отверстия, затем спускают в горизонтальный ствол скважины колонну гибких труб с пакерами и производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта через перфорированные интервалы в горизонтальном стволе скважины путем отсечения каждого интервала перфорации с обеих сторон. Поинтервальный гидравлический разрыв пласта начинают от ближайшего к забою интервала горизонтальной скважины и производят закачкой жидкости разрыва по колонне гибких труб через сквозные отверстия с расходом 2 м3/мин с образованием поперечных трещин из интервала перфорации относительно горизонтального ствола скважины, причем в качестве жидкости разрыва используют сшитый гель на углеводородной основе, после образования поперечных трещин производят их крепление закачкой по колонне труб проппанта фракции 12/18 меш с жидкостью-носителем - сшитым гелем, распакеровывают пакеры и перемещают колонну гибких труб для проведения гидравлического разрыва пласта в следующий интервал перфорации. Далее вышеописанные технологические операции повторяют, начиная с посадки пакеров и заканчивая перемещением колонны гибких труб в следующий интервал перфорации в зависимости от количества интервалов перфорации горизонтального ствола скважины, затем извлекают колонну гибких труб с пакерами из скважины и спускают колонну труб с пакером в скважину, сажают пакер в вертикальной части скважины и производят гидравлический разрыв пласта закачкой жидкости разрыва по колонне труб через горизонтальный ствол скважины с образованием продольных трещин гидроразрыва с расходом 8 м3/мин. Причем в качестве жидкости разрыва используют линейный гель, после чего производят крепление продольных трещин закачкой кварцевой муки с жидкостью-носителем - линейным гелем. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва низкопроницаемого пласта, содержащего прослой глины с водоносным пропластком. Способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачивание жидкости гидроразрыва по колонне НКТ с пакером в низкопроницаемый пласт и создание трещины гидравлического разрыва в низкопроницаемом пласте с последующим креплением трещины закачкой по колонне НКТ жидкости-носителя с проппантом, стравливание давления из скважины. При этом до спуска колонны НКТ в скважину перфорируют интервал водоносного пропластка низкопроницаемого пласта с образованием перфорационных отверстий. Затем на устье скважины колонну НКТ снизу вверх оснащают заглушкой, нижними рядами отверстий, пакером, верхними рядами отверстий и дополнительным пакером. Причем внутри колонны НКТ устанавливают подвижную втулку, оснащенную радиальными каналами, герметично перекрывающую в исходном положении нижние ряды отверстий колонны НКТ и сообщающую колонну НКТ через верхние ряды отверстий и перфорационные отверстия с водоносным пропластком. При этом внутри подвижной втулки устанавливают седло, подвижную втулку и седло в исходном положении относительно колонны НКТ фиксируют дифференциальным срезным элементом. Спускают колонну НКТ в скважину, сажают пакер и дополнительный пакер в скважине так, чтобы они герметично отсекали водоносный пропласток с двух сторон, производят изоляцию верхнего водоносного пропластка закачкой и продавкой водоизоляционной композиции по колонне НКТ через верхние ряды отверстий в водоносный пропласток через ее перфорационные отверстия под давлением, в 2 раза меньшим давления гидравлического разрыва пласта, выдерживают технологическую паузу на затвердевание водоизоляционной композиции, после чего с устья скважины сбрасывают в колонну НКТ шар, создают избыточное давление в колонне НКТ. При этом сначала разрушают срезной элемент и под действием избыточного давления выше шара перемещают подвижную втулку по колонне НКТ вниз до упора в заглушку колонны НКТ, продолжают повышать избыточное давление в колонне НКТ и вновь разрушают срезной элемент. При этом под действием избыточного давления выше шара седло перемещают вниз до упора в заглушку. Верхние ряды отверстий колонны НКТ герметично отсекаются подвижной втулкой, а нижние ряды отверстий колонны НКТ посредством радиальных каналов подвижной втулки сообщаются с колонной НКТ. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта. 2 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для интенсификации работы скважины. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. При этом в высокопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не менее 100 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с применением стандартного рабочего расхода жидкости от 2,2 м3/мин до 4,0 м3/мин. При продавке проппантно-гелевой смеси проводят пошаговое снижение расхода жидкости с шагом снижения в диапазоне от 0,1 м3/мин до 0,5 м3/мин, но до величины не менее 2,0 м3/мин. Конечную концентрацию проппанта устанавливают не менее 800 кг/м3. Технический результат заключается в повышении эффективности интенсификации работы скважины за счет создания более широкой и проводящей трещины в призабойной части пласта. 1 табл.

Изобретение относится к составам для обработки скважин для применения в нефтедобывающей области. Состав для обработки скважины, содержащий реагент для обработки скважины, адсорбированный на водонерастворимом адсорбенте, где состав получают осаждением реагента для обработки скважины из жидкости, при этом реагент для обработки скважины адсорбируют на водонерастворимом адсорбенте, и где реагент для обработки скважины осаждают в присутствии металлической соли. Жидкость для обработки скважин, содержащая указанный выше состав и жидкость-носитель. Способ обработки подземного пласта или ствола скважины, включающий введение в пласт или ствол скважины указанной выше жидкости для обработки скважины. Способ контролирования высвобождения реагента для обработки скважины в стволе скважины, включающий введение в ствол скважины указанного выше состава. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки в средах с высоким значением рН. 4 н. и 34 з.п. ф-лы, 3 ил., 4 пр.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гидравлического разрыва пласта. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе, гидрофобные волокна, суспендированные в нем, гидрофобный зернистый материал, также суспендированный в жидкости-носителе и газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты. Скважинный флюид может быть жидкостью для гидравлического разрыва пласта, которая представляет собой реагент на водной основе для снижения поверхностного натяжения, и может использоваться для разрыва непроницаемого газоносного пласта. Использование комбинации гидрофобного зернистого материала, гидрофобных волокон и газа задерживает оседание зернистого материала из жидкости-носителя на водной основе. Поскольку газ смачивает поверхности обоих материалов и агломерирует их, зернистый материал вынужден приклеиваться к волокнам; волокна образуют пространственную сетку, которая препятствует оседанию зернистого материала, приклеенного к ней, и агломераты содержат газ и таким образом получается насыпная плотность, которая меньше, чем удельный вес твердых веществ, содержащихся в агломератах. Технический результат заключается в повышении эффективности доставки зернистого материала под землю. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 5 ил.,12 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для добычи высоковязкой нефти и битума с помощью теплового воздействия на пласт. Способ включает бурение кустовым способом верхней, средней и нижней скважин с вертикальными участками и горизонтальными стволами, расположенными параллельно друг другу, установку в скважины электродов и погружного электроцентробежного насоса, прогревание пласта электрическим током посредством установленных в скважине электродов, отбор разогретых высоковязкой нефти и битума погружным электроцентробежным насосом. Горизонтальные стволы скважин бурят в направлении максимального напряжения σmax горных пород, слагающих пласт. По всей длине горизонтального ствола верхней скважины выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием продольных трещин с последующим их креплением расклинивающим агентом из токопроводящего материала. Бурят вертикальные скважины с пересечением в начальном и в конечном участках горизонтального ствола верхней скважины в интервале проведения гидравлического разрыва пласта. В вертикальные скважины в интервал пересечения с горизонтальным стволом верхней скважины спускают электроды, в качестве которых применяют колонны насосных штанг. На устье скважин электроды обвязывают с электрической подстанцией, затем в вертикальный участок средней скважины спускают на колонне труб погружной центробежный насос. Осуществляют прогревание пласта через горизонтальный ствол верхней скважины, а добычу разогретых высоковязкой нефти и битума осуществляют из горизонтального ствола средней скважины по колонне труб погружным электроцентробежным насосом. По окончании выработки высоковязкой нефти и битума из пласта на участке между горизонтальными стволами верхней и средней скважин отсоединяют электроды от электрической подстанции и извлекают электроды из вертикальных скважин, а из вертикального участка ствола средней скважины извлекают колонну труб с погружным электроцентробежным насосом. Затем в горизонтальном участке средней скважины выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием продольных трещин с последующим их креплением расклинивающим агентом из токопроводящего материала. Добуривают вертикальные скважины с пересечением в начальном и в конечном участках горизонтального ствола средней скважины в интервале проведения гидравлического разрыва пласта, в вертикальные скважины в интервал их пересечения с горизонтальным стволом средней скважины спускают электроды и на устьях скважин обвязывают электроды с электрической подстанцией. Спускают погружной центробежный насос в вертикальный участок ствола нижней скважины, осуществляют прогревание пласта через горизонтальный ствол средней скважины, а добычу разогретой нефти осуществляют из горизонтального ствола нижней скважины по колонне труб погружным электроцентробежным насосом. Технический результат заключается в повышении эффективности прогревания пласта высоковязкой нефти и битума, увеличении охвата пласта тепловым воздействием с его равномерным прогревом, повышении дебита разогретой нефти и надежности реализации способа. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта. Способ включает спуск в скважину колонны НКТ с пакером, посадку пакера над кровлей пласта, подлежащего гидроразрыву, закачку жидкости разрыва в пласт по колонне НКТ через скважину до создания трещины в пласте, крепление созданной трещины закачкой проппанта, закрытие скважины и ожидание спада давления, стравливание остаточного устьевого давления до атмосферного, разгерметизацию устья скважины, срыв пакера и подъем колонны НКТ из скважины. На устье скважины колонну НКТ оснащают снизу вверх забойным пульсатором, сбивным клапаном и пакером. Спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы забойный пульсатор размещался посередине пласта, подлежащего гидроразрыву, а пакер - над кровлей этого пласта. Герметизируют затрубное пространство скважины посадкой пакера, определяют общий объем гелированной жидкости, делят общий объем гелированной жидкости на три равные части, из которых 1/3 часть - гелированная жидкость на водной основе для образования и развития трещины разрыва в пласте, 1/3 часть - гелированная жидкость на водной основе - жидкость-носитель проппанта, 1/3 часть - гелированная жидкость на основе товарной нефти - жидкость-носитель гранулированной извести. Начинают процесс гидроразрыва пласта закачкой по колонне НКТ через забойный пульсатор в пульсирующем режиме 1/3 части гелированной жидкости на водной основе для образования и развития трещины разрыва в пласте, после чего для крепления созданной трещины разрыва в пласте в пульсирующем режиме производят чередующуюся закачку гранулированной извести с жидкостью-носителем - гелированной жидкостью на основе товарной нефти и проппанта с жидкостью-носителем - гелированной жидкостью на водной основе по 15 равных порций каждой. Причем каждая из 15 равных порций гелированной жидкости на основе товарной нефти содержит гранулированную известь из расчета 800 кг/м3, а при закачке 15 равных порций гелированной жидкости на водной основе жидкости-носителя проппанта увеличивают концентрацию и фракцию проппанта и закачивают: с 1 по 5 порцию проппант с концентрацией 600 кг/м3 фракции 20/40 меш, с 6 по 10 порцию закачивают проппант с концентрацией 800 кг/м3 фракции 20/40 меш, с 11 по 14 порцию - проппант с концентрацией 1000 кг/м3 фракции 20/40 меш, последнюю 15 порцию - проппант с концентрацией 1000 кг/м3 фракции 16/20 меш. Затем производят закачку в пульсирующем режиме кислотного раствора, в качестве которого применяют 24%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме закачанной в пласт жидкости-носителя - гелированной жидкости на основе товарной нефти для разложения образовавшейся гашеной извести и разрушения остатков геля. Далее скважину закрывают на ожидание спада давления и реагирование кислоты, после чего стравливают остаточное устьевое давление до атмосферного, разгерметизируют устье скважины и осваивают скважину свабированием по колонне НКТ до притока нефти из пласта, после чего производят срыв пакера и подъем колонны НКТ из скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта. 1 ил., 1 табл.

Группа изобретения относится к гидравлическому разрыву пласта. Технический результат - улучшение проводимости пачек из мелкодисперсного расклинивающего агента. Способ получения в подземном пласте полиэлектролита в составе для обработки включает этапы введения в подземный пласт состава для обработки, содержащего предшественник полиэлектролита, и образования полиэлектролита из предшественника полиэлектролита в результате протонирования функциональных химических групп предшественника полиэлектролита, или в результате превращения функциональных химических групп предшественника полиэлектролита в соли, или в результате реакции амидной функциональной группы предшественника полиэлектролита с одним или более реагентом в составе для обработки. Способ обработки подземных пластов включает указанный выше способ получения в подземном пласте полиэлектролита в составе для обработки. 2 н. и 20 з. п. ф-лы, 5 ил., 1 табл., 7 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности прогревания пласта высоковязкой нефти и битума; увеличение охвата пласта тепловым воздействием с его равномерным прогревом; повышение объема отбора разогретой высоковязкой нефти и битума; повышение надежности реализации способа. В способе добычи высоковязкой нефти и битума бурят многоствольную скважину, состоящую из основного ствола и пробуренных из основного ствола, расположенных попарно один под другим на расстоянии 15 м в горизонтальном направлении в пределах пласта параллельных верхних и нижних боковых стволов. Затем в верхних боковых стволах многоствольной скважины поочередно выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием трещин гидравлического разрыва пласта по всей длине верхних боковых стволов с последующим их креплением расклинивающим агентом из токопроводящего материала. Затем в начальном и конечном участках каждого верхнего бокового ствола попарно бурят вертикальные скважины с пересечением трещин гидравлического разрыва пласта. В вертикальные скважины в интервал пересечения с трещинами гидравлического разрыва пласта верхних боковых стволов спускают электроды. На устье многоствольной скважины обвязывают электроды с электрической подстанцией. В основной ствол многоствольной скважины на колонне труб спускают погружной электроцентробежный насос. Запускают в работу электрическую подстанцию и осуществляют прогревание залежи через верхние боковые стволы. Запускают в работу погружной электроцентробежный насос и производят отбор разогретой высоковязкой нефти и битума из нижних боковых стволов погружным электроцентробежным насосом по колонне труб на поверхность. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта. Способ включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером так, чтобы нижний конец колонны труб находился на уровне кровли пласта, посадку пакера над кровлей перфорированного пласта, определение общего объема гелированной жидкости разрыва перед ГРП, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и образование трещин в пласте с последующим их закреплением в пласте закачкой жидкости-носителя с проппантом, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины. На устье скважины колонну труб выше пакера на расстоянии 10 м снаружи оснащают струйным насосом, затем спускают колонну труб в скважину и производят посадку пакера над кровлей перфорированного пласта. Далее в колонну труб спускают колонну гибких труб - ГТ так, чтобы нижний конец колонны ГТ размещался ниже конца колонны труб и посередине пласта, на устье скважины герметизируют пространство между колонной труб и колонной ГТ, определяют общий объем гелированной жидкости разрыва, разделяют общий объем гелированной жидкости разрыва на две равные части. Первая часть - жидкость разрыва, вторая часть - жидкость-носитель. По колонне ГТ производят закачку в подпакерную зону первой части - жидкости разрыва и создают в подпакерной зоне давление гидроразрыва пласта с образованием трещин в пласте. Затем производят крепление трещин в пласте закачкой второй части - жидкости-носителя с проппантом. Причем в качестве проппанта используют проппант меньшей и большей фракций. Закачку жидкости-носителя с проппантом мелкой фракции 20/40 меш и крупной фракции 16/40 меш производят одновременно в соотношении 4:1. Причем по колонне ГТ закачивают жидкость-носитель с проппантом крупной фракции, а по колонне труб закачивают жидкость-носитель с проппантом мелкой фракции со ступенчатым увеличением концентрации проппанта мелкой и крупной фракций в жидкости-носителе. Выдерживают скважину на стравливание давления, производят разгерметизацию на устье скважины пространства между колонной труб и колонной ГТ. На устье скважины между колоннами труб и ГТ устанавливают герметизирующую кольцевую вставку и продавливают ее по колонне труб под действием избыточного давления до гидравлического сообщения колонны труб со струйным насосом. Производят освоение пласта через струйный насос. По окончании освоения пласта извлекают колонну ГТ из колонны труб, производят распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности проведения ГРП. 3 ил.
Наверх