Ловушка радикалов в операциях интенсификации притока нефти и газа


 


Владельцы патента RU 2553809:

АРКЕМА ИНК. (US)

Изобретение относится к жидкостям для гидроразрыва подземных пластов при добыче нефти и газа. Способ применения жидкости для гидроразрыва при формировании разрывов подземных пластов, включающий замедление расщепления полимера в жидкости для гидроразрыва при температуре от 125 до 400°F, когда жидкость для гидроразрыва содержит разжижитель, путем комбинирования по меньшей мере одного акцептора радикалов с жидкостью для гидроразрыва. Смесь для применения в жидкости для гидроразрыва содержит акцептор радикалов и разжижитель. Способ гидроразрыва подземного пласта включает обеспечение жидкости для гидроразрыва, содержащей расклинивающее средство, полимер и разжижитель, добавление акцептора радикалов, поставку жидкости к необходимому месторасположению в подземном пласте для формирования по меньшей мере одного гидроразрыва, позволение разжижителю расщепить полимер и снизить вязкость жидкости для гидроразрыва в определенное время или при определенной температуре. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности контроля вязкости. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 1 ил. 1 пр.

 

ОБЛАСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Изобретение относится к композициям для применения в жидкостях для гидроразрыва, композициям жидкостей для гидроразрыва и способам их применения для гидроразрыва подземных пластов при добыче нефти и газа.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Гидравлический разрыв и кислотный гидроразрыв представляют собой методики, широко используемые для интенсификации добычи нефти и газа из подземных пластов с низкой проницаемостью. В таких обработках жидкости для гидроразрыва вводят в подземный пласт под достаточным давлением, и эти жидкости имеют достаточную вязкость для создания расколов или гидроразрывов в пласте, а также для распространения этих гидроразрывов в пласте. Жидкости для гидроразрыва могут содержать такие включенные расклинивающие средства, как песок или спеченный боксит, для того чтобы, как только жидкость для гидроразрыва просочится в пласт или подвергнется обратной промывке из гидроразрывов, гидроразрывы закрылись вблизи расклинивающих средств для поддержания гидроразрывов в открытом состоянии для повышенной проницаемости.

При применении конкретных жидкостей для гидроразрыва, таких как водные гели с высокой вязкостью, водно-масляные эмульсии или жидкости на масляной основе, их высокая вязкость должна поддерживаться до тех пор, пока создаются и распространяются гидроразрывы, а также для облегчения транспорта расклинивающих средств к самым отдаленным участкам гидроразрывов. После того, как расклинивающие средства были захвачены в гидроразрывы, тем не менее, предпочтительно, чтобы вязкость жидкостей для гидроразрыва быстро снизилась, чтобы позволить жидкостям течь обратно через гидроразрывы вокруг расклинивающих средств и возвращаться в ствол скважины. Химические соединения, используемые для снижения вязкости жидкостей для гидроразрыва, обычно называются «разжижители» или «жидкости-разжижители» и вводятся в гидроразрывы, чтобы воздействовать на жидкости для гидроразрыва. Разжижители, тем не менее, возможно сложно контролировать. Например, когда разжижители вводят с жидкостью для гидроразрыва, они могут незамедлительно начинать снижать вязкость жидкости для гидроразрыва до того, как гидроразрывы способны сформироваться, и/или расклинивающие средства осаждаются. Таким образом, разжижители могут разрушать жидкости для гидроразрыва преждевременно или в неподходящее время.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Смеси и способы данного изобретения контролируют вязкость полимера в жидкости для гидроразрыва путем замедления или задержки расщепления полимера с акцептором или ловушкой радикалов, пока соблюдаются определенные условия, например, при определенном температурном профиле или pH. Таким образом, вязкость жидкостей для гидроразрыва может поддерживаться в течение определенного периода времени, и как только гидроразрыв завершается, разжижители могут расщепить полимеры в жидкостях для гидроразрыва контролируемым образом. Аспекты данного изобретения включают композиции для применения в жидкости для гидроразрыва, композиции жидкостей для гидроразрыва, способы применения жидкости для гидроразрыва и способы гидроразрыва подземных пластов.

Согласно варианту осуществления данного изобретения способ применения жидкости для гидроразрыва в формировании подземных гидроразрывов включает замедление расщепления полимера в жидкости для гидроразрыва, когда жидкость для гидроразрыва содержит разжижитель, путем комбинирования по меньшей мере одного акцептора радикалов с жидкостью для гидроразрыва.

Согласно другому варианту осуществления данного изобретения смесь для применения в жидкости для гидроразрыва содержит акцептор радикалов и разжижитель.

Согласно другому варианту осуществления данного изобретения смесь жидкости для гидроразрыва содержит расклинивающее средство, водорастворимый или набухающий в воде полимер, акцептор радикалов, разжижитель и жидкость на водной основе.

Согласно другому варианту осуществления данного изобретения способ применения жидкости для гидроразрыва в операции гидроразрыва включает введение жидкости для гидроразрыва, содержащей расклинивающее средство и полимер, в подземный пласт для формирования по меньшей мере одного гидроразрыва. Расклинивающее средство осаждается в гидроразрыве, и, следовательно, вязкость жидкости для гидроразрыва снижается с помощью разжижителя, где расщепление полимера замедляется путем добавления акцептора радикалов к жидкости для гидроразрыва.

Согласно другому варианту осуществления данного изобретения способ гидроразрыва подземного пласта включает предоставление жидкости для гидроразрыва, содержащей расклинивающее средство, полимер и разжижитель, и добавление акцептора радикалов к жидкости для гидроразрыва. Жидкость для гидроразрыва поставляют к необходимому месторасположению в подземном пласте. Поддерживают достаточную вязкостью жидкости для гидроразрыва для формирования по меньшей мере одного гидроразрыва. Позволяют разжижителю расщепить полимер и снизить вязкость жидкости для гидроразрыва в определенное время или при определенной температуре.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

Фигура 1 представляет собой график зависимости вязкости (сантипуаз) от времени (минуты).

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Аспекты данного изобретения включают композиции для применения в жидкостях для гидроразрыва, композиции жидкостей для гидроразрыва, способы для применения жидкостей для гидроразрыва и способы для формирования подземных пластов.

Как используется в данном документе, «жидкость для гидроразрыва» или «жидкость для гидроразрыва пласта» могут быть использованы взаимозаменяемо для определения жидкости, пригодной для применения в гидроразрыве, гравийной засыпке, жидкостях для кислотной обработки и т.д. В частности, жидкость для гидроразрыва является пригодной для применения в операциях гидравлического разрыва для увеличенной добычи нефти и газа.

Как используется в данном документе, «разжижитель», «разжижающая жидкость», «разжижитель свободных радикалов» или «генератор свободных радикалов» могут быть использованы для определения соединения, которое снижает вязкость жидкости для гидроразрыва. Разжижители могут работать любым пригодным образом, например, путем расщепления полимеров с помощью воздействия на поперечные связи, расщепления полимерной цепи и т.д.

Как используется в данном документе, «вязкость» понимают в ее обычном и общепринятом значении как меру внутреннего сопротивления жидкости (или меру жидкостного трения). Специалисту в данной области техники следует в общем понимать, что жидкость с более высокой вязкостью является «более густой», чем жидкость с более низкой вязкостью. Приемлемые вязкости жидкости для гидроразрыва в ходе гидроразрыва и восстановления жидкости для гидроразрыва будут без труда установлены специалистом в данной области техники.

Как используется в данном документе, «расщепление полимера» или «расщепление жидкости для гидроразрыва» включает в себя разрушение или разложение жидкости для гидроразрыва или полимера в жидкости для гидроразрыва. Другими словами, полимер может разлагаться до меньших соединений, или молекулярный вес полимера может быть понижен, вызывая снижение вязкости жидкость для гидроразрыва.

Как используется в данном документе, если не определено иное, величины составляющих или компонентов композиций выражаются в весовых процентах или % по весу каждого ингредиента в композиции.

Из-за неконтролируемого расщепления жидкости для гидроразрыва в ходе операций гидроразрыва существует необходимость стабилизировать жидкости для гидроразрыва, особенно при повышенных температурах, для поддержания необходимой высокой вязкости раствора в ходе гидроразрыва. После того, как гидроразрыв совершен, тем не менее эти вязкие жидкости для гидроразрыва необходимо расщепить, чтобы обеспечить поток газа или нефти от подвергнутой гидроразрыву породы, которая удерживается открытой с помощью расклинивающего средства. Таким образом, для того чтобы контролировать или задерживать расщепление жидкости для гидроразрыва до подходящего времени или при подходящих условиях, по меньшей мере один акцептор радикалов комбинируют с жидкостью для гидроразрыва. Согласно одному аспекту данного изобретения способ применения жидкости для гидроразрыва в формировании подземных гидроразрывов включает замедление расщепления полимера в жидкости для гидроразрыва, когда жидкость для гидроразрыва содержит разжижитель, путем комбинирования по меньшей мере одного акцептора радикалов с жидкостью для гидроразрыва.

Акцептор радикалов (также известный как ловушка радикалов) позволяет полимерам в жидкости для гидроразрыва поддерживать необходимую высокую вязкость жидкости для гидроразрыва более длительный срок, особенно при внутрискважинных температурах. Таким образом, по меньшей мере один акцептор радикалов работает для защиты вязкости полимера при различных температурах, чтобы обеспечить соответствующий гидроразрыв породы и/или осаждение расклинивающего средства в гидроразрывах. Пригодные акцепторы радикалов могут быть классифицированы, например, на два семейства, среди прочего: (1) нитроксидные радикалы; и (2) антиоксиданты. Не желая быть связанным с конкретной теорией, считается, что нитроксидный радикал действует для поглощения полимера для того, чтобы замедлить расщепление полимера, тогда как антиоксидант работает для поглощения радикалов из разжижителя. Например, нитроксидные свободные радикалы могут действовать только на углерод-центрированных свободных радикалах, и экранированные фенолы, хиноны, гидрохиноны, натуральные антиоксиданты и соединения типа DEHA могут ловить перокси-радикалы напрямую. Таким образом, вне зависимости от механизма действия, эффект акцептора радикалов состоит в замедлении или задержке расщепления полимера контролируемым образом. Более того, механизмы действия могут быть скомбинированными для усиления или дополнительного контроля необходимого эффекта.

Может быть использован любой акцептор радикалов, пригодный для замедления расщепления жидкости для гидроразрыва контролируемым образом. Акцепторы радикалов (ловушки) включают без ограничения TEMPO свободные радикалы, SG-1 свободные радикалы, медленно полимеризующиеся мономеры, димер альфаметилстирола, MAPAE (метоксиаллилфенилаллилэфир), DEHA (диэтилгидроксиламин), соединения хинона, акцепторы радикалов типа экранированных фенольных антиоксидантов и их комбинации. Акцепторы радикалов, обсуждаемые в данном документе, являются пригодными для применения отдельно или в комбинации.

В варианте осуществления данного изобретения акцептор радикалов содержит нитроксидный радикал. Пригодные существующие нитроксидные свободные радикалы включают без ограничения SG-1 (нитроксид, свободный радикал 1-(диэтоксифосфинил)-2,2-диметилпропил 1,1-диметилэтил); свободные радикалы TEMPO (свободный радикал 2,2,6,6-тетраметил-1-пиперидинилокси); свободные радикалы PROXYL (свободный радикал 2,2,5,5-тетраметил-1-пирролидинилокси); и их смеси.

Свободные радикалы TEMPO и их производные могут включать, например, свободный радикал 4-гидрокси TEMPO (свободный радикал 4-гидрокси-2,2,6,6-тетраметил-1-пиперидинилокси); TEMPO-полимерную связь или PS-TEMPO (свободный радикал 2,2,6,6-тетраметил-1-пиперидинилокси)-полимерную связь; свободный радикал 4-(2-бромацетамидо)-TEMPO (свободный радикал 4-(2-бромацетамидо)-2,2,6,6-тетраметил-1-пиперидинилокси); свободный радикал 4-(2-йодацетамидо)-TEMPO (свободный радикал 4-(2-йодацетамидо)-2,2,6,6-тетраметил-1-пиперидинилокси); свободный радикал 4-ацетамидо-TEMPO (свободный радикал 4-ацетамидо-2,2,6,6-тетраметилпиперидин 1-оксил); свободный радикал 4-амино-TEMPO (свободный радикал 4-амино-2,2,6,6-тетраметилпиперидин-1-оксил); свободный радикал 4-карбокси-TEMPO (свободный радикал 4-карбокси-2,2,6,6-тетраметилпиперидинилокси); свободный радикал 4-гидрокси-TEMPO бензоат (свободный радикал 4-гидрокси-2,2,6,6-тетраметилпиперидин 1-оксилбензоат); свободный радикал 4-малеимидо-TEMPO (свободный радикал 4-малеимидо-2,2,6,6-тетраметил-1-пиперидинилокси); свободный радикал 4-метокси-TEMPO (свободный радикал 4-метокси-2,2,6,6-тетраметил-1-пиперидинилокси); свободный радикал 4-оксо-TEMPO (свободный радикал 4-оксо-2,2,6,6-тетраметил-1-пиперидинилокси); гидрат свободного радикала 4-фосфоноокси-TEMPO (гидрат свободного радикала 4-фосфоноокси-2,2,6,6-тетраметил-1-пиперидинилокси); и их смеси.

Свободные радикалы PROXYL и их производные могут включать, например, свободный радикал 3-(2-йодацетамидо)-PROXYL (свободный радикал 3-(2-йодацетамидо)-2,2,5,5-тетраметил-1-пирролидинилокси); свободный радикал 3-[2-(2-малеимидоэтокси)этилкарбамоил]-PROXYL (свободный радикал 3-[2-(2-малеимидоэтокси)этилкарбамоил]-2,2,5,5-тетраметил-1-пирролидинилокси); свободный радикал 3-карбамоил-PROXYL (свободный радикал 3-карбамоил-2,2,5,5-тетраметилпирролидин-1-илокси); свободный радикал 3-циано-PROXYL (свободный радикал 3-циано-2,2,5,5-тетраметил-1-пирролидинилокси); свободный радикал 3-малеимидо-PROXYL (свободный радикал 3-малеимидо-2,2,5,5-тетраметил-1-пирролидинилокси); свободный радикал 3-(2-бром-ацетоамидо-метил)-PROXYL (свободный радикал 3-(2-бром-п-ацетоамидо-метил)-2,2,5,5-тетраметил-1-пирролидинилокси); свободный радикал 3-(2-(2-йодацетамидо)ацетамидо)-PROXYL (свободный радикал 3-(2-(2-йодацетамидо)ацетамидо)-2,2,5,5-тетраметилпирролидин-1-илокси); свободный радикал 3-(2-изотиоцианато-этил-карбамоил)-PROXYL (свободный радикал 3-(2-изотиоцианато-этил-карбамоил)-2,2,5,5-тетраметилпирролидин-1-илокси); свободный радикал 3-(3-(2-йод-ацетамидо)-пропил-карбамоил)-PROXYL (свободный радикал 3-(3-(2-йод-ацетамидо)-пропил-карбамоил)-2,2,5,5-тетраметилпирролидин-1-илокси); и их смеси.

Другие пригодные нитроксидные свободные радикалы включают, например, свободный радикал метиловый сложный эфир 16-доксил-стеариновой кислоты; свободный радикал 2,2,3,4,5,5-гексаметил-3-имидазолиний-1-илоксиметилсульфат; свободный радикал 2,2,6,6-тетраметил-4-(метилсульфонилокси)-1-пиперидиноокси; свободный радикал 4-(1-гидрокси-1-метилэтил)-2,2,5,5-тетраметил-3-имидазолиний-1-илокси; свободный радикал 4-фенацилиден-2,2,5,5-тетраметилимидазолидазолидин-1-илокси; свободный радикал 4-фенил-2,2,5,5-тетраметил-3-имидазолин-1-илокси; свободный радикал 5-DOXYL-стеариновая кислота (свободный радикал 2-(3-карбоксипропил)-4,4-диметил-2-тридецил-3-оксазолидинилокси); свободный радикал метил 5-DOXYL стеарат (свободный радикал 2-(4-метокси-4-оксобутил)-4,4-диметил-2-тридецил-3-оксазолидинилокси); свободный радикал 1-гидрокси-2,2,4,6,6-пентаметил-4-пиперидинил-3,5-ди-трет-бутил-4-гидроксибензоат; свободный радикал 1-гидрокси-2,2,5,5-тетраметил-2,5-дигидро-1H-пиррол-3-карбоновая кислота; свободный радикал 4-[(1-гидрокси-2,2,6,6-тетраметил-4-пиперидинил)амино]-4-оксо-2-бутеновая кислота; свободный радикал бис(1-гидрокси-2,2,4,6,6-пентаметил-4-пиперидинил)оксалат; свободный радикал трис(1-гидрокси-2,2,4,6,6-пентаметил-4-пиперидинил)фосфинтрикарбоксилат; свободный радикал CYPMPO (2-(5,5-диметил-2-оксо-2-лямбда-5-[1,3,2]диоксафосфинан-2-ил)-2-метил-3,4-дигидро-2H-пиррол-1-оксид); свободный радикал N-оксид 5-(2,2-диметил-1,3-пропокси циклофосфорил)-5-метил-1-пирролина; и их смеси.

Ненитроксидные типы существующих свободнорадикальных соединений могут также быть пригодными. Радикалы ненитроксидного типа могут включать, например, свободный радикал 3-бета-доксил-5-альфа-холестан; свободный радикал гальвиноксил (также известный как свободный радикал 2,6-ди-трет-бутил-альфа-(3,5-ди-трет-бутил-4-оксо-2,5,-циклогексадиен-1-илиден)-пара-толилокси); и их смеси.

В иллюстративном варианте осуществления акцептор радикалов выбран из группы, содержащей 2,2,6,6-тетраметилпиперидин-1-оксил; 4-гидрокси-2,2,6,6-тетраметилпиперидин-1-оксил; нитроксидные радикалы, 1-(диэтоксифосфинил)-2,2-диметилпропил-1,1-диметилэтил; и их смеси.

Пригодный акцептор радикалов может включать медленно полимеризующийся мономер. Под медленно полимеризующимся мономером подразумевают мономер, который реагирует с медленной скоростью, что будет понятно специалисту в данной области техники. Медленно полимеризующиеся мономеры могут включать, например, дибутилмалеат, аллилмалоновый сложный эфир, сложный эфир нонилмалеата, диэтилфумарат.

Акцептор радикалов может также включают ловушки свободных радикалов хинонового типа. Иллюстративные ловушки свободных радикалов хинонового типа могут включать, например, хиноновый, гидрохиноновый и феноловый или катехоловый тип ловушек свободных радикалов. Примеры таких свободных радикалов хинонового типа включают п-бензохинон; гидрохинон (1,4-бензолдиол или 1,4-дигидроксибензол); гидрохинона монометиловый эфир (4-гидроксианизол, MEHQ или 4-метоксифенол); гидрохинона моноэтиловый эфир; HQMME (гидрохинона монометиловый эфир); гидрохинона монофениловый эфир; MTBHQ (моно-трет-бутилгидрохинон); ди-трет-бутилгидрохинон; ди-трет-амилгидрохинон; толугидрохинон; п-бензохинон; п-бензохинондиоксим; 2,6-дихлор-1,4-бензохинон; 2,3,5,6-тетраметил-1,4-бензохинон; 2,5-дихлор-3,6-дигидрокси-п-бензохинон; метил-п-бензохинон; 6-анилинохинолин-5,8-хинон; пирролохинолинхинон; 2-аллил-6-метоксибензо-1,4-хинон; хингидрон (комплекс гидрохинона:бензохинона 1:1); 2,5-бис(морфолинометил)гидрохинон; 2-фенилгидрохинон; 1,2,4-бензолтриол (гидроксигидрохинон); 4-меркаптофенол; бромгидрохинон; хлоргидрохинон; пирокатехол (1,2-бензолдиол, или 1,2-дигидроксибензол, или катехол); трет-бутилкатехол; резорцинол (1,3-бензолдиол) и их смеси.

Соединения, известные как экранированные фенольные антиоксиданты, могут быть использованы в комбинации или отдельно с другими акцепторами радикалов, определенными в данном документе. Особенно пригодные экранированные фенольные антиоксиданты включают соединения, содержащие ароматические соединения, содержащие по меньшей мере одну третичную бутильную группу, прикрепленную к углероду кольца, смежному с углеродом кольца, к которому прикреплена гидроксильная группа. Пригодные экранированные фенольные антиоксиданты могут включать BHT (бутилированный гидрокситолуол); BHA (бутилированный гидроксианизол); IRGANOX® 1010, антиоксидант на фенольной основе, IRGANOX®1076, монофункциональный экранированный фенольный, каждый из которых получен от CIBA® часть BASF с главными управлениями США в Florham Park, New Jersey; и ETHANOX® 703 (2,6-ди-третичный-бутил-N,N-диметиламино-п-крезол) антиоксидант, получаемый от ALBEMARLE® Corporation с офисами в Baton Rouge, Louisiana.

Другие акцепторы радикалов, которые могут быть пригодными, включают триэтаноламин, различные спирты и аминные соединения, такие как DEHA (диэтилгидроксиламин) и другие гидроксиалкиламины. Другие акцепторы свободных радикалов могут включать биофлавоноиды, такие как нарингенин или токоферолы (TCP), также известные как токотриенолы. Токоферолы представляют собой класс химических соединений, где многие имеют активность витамина E. Преимущество токоферолов состоит в том, что они рассматриваются как GRAS (в целом рассматриваемые как безопасные). Другие GRAS соединения могут включать натуральные масла, например гвоздичное масло. Дополнительные акцепторы радикалов могут также включать специфические ненасыщенные молекулы, которые обладают очень легко экстрагируемыми водородами, например, аллильные водороды и третичные водороды, такие как MAPAE (метоксиаллилфенилаллилэфир), альфаметилстирол, димер альфаметилстриола, дибутилмалеат, аллилмалоновый сложный эфир, различные моноаллильные соединения, сложный эфир нонилмалеата и диэтилфумарат.

В иллюстративном варианте осуществления акцептор радикалов выбран из группы, включающей 2,2,6,6-тетраметилпиперидин-1-оксил (TEMPO); 4-гидрокси-2,2,6,6-тетраметилпиперидин-1-оксил (4-гидрокси TEMPO); нитроксид, 1-(диэтоксифосфинил)-2,2-диметилпропил 1,1-диметилэтил (SG-1); медленно полимеризующиеся мономеры; хиноны; экранированные фенолы; и их смеси.

По меньшей мере один акцептор радикалов комбинируют с жидкостью для гидроразрыва. Акцептор радикалов может быть скомбинирован с жидкостью для гидроразрыва в любое пригодное время и используя любые пригодные методики, известные в уровне техники. Например, по меньшей мере один акцептор радикалов может быть добавлен и смешан с жидкостью для гидроразрыва до подачи жидкости для гидроразрыва к подземному пласту породы. Альтернативно, жидкость для гидроразрыва может быть одновременно смешана с по меньшей мере одним акцептором радикалов при закачивании жидкости для гидроразрыва в скважины. Дополнительно, по меньшей мере один акцептор радикалов может быть добавлен в некоторый момент времени после введения жидкости для гидроразрыва в ствол скважины.

Жидкость для гидроразрыва содержит по меньшей мере один разжижитель для того, чтобы снизить вязкость жидкости для гидроразрыва после процесса гидроразрыва и/или осаждения расклинивающего средства в расколы. Разжижитель может включать любой разжижитель, пригодный для снижения вязкости полимера в жидкости для гидроразрыва или жидкости для гидроразрыва самой по себе. Согласно иллюстративному варианту осуществления разжижитель выбирают из группы, включающей органические пероксиды, неорганические пероксиды, азоинициаторы, окисляющие средства, броматы, сульфаты, персульфаты и их смеси. Разжижитель может быть свободно-радикальным разжижителем. Свободно-радикальный разжижитель представляет собой предпочтительно стабильный при комнатной температуре органический пероксид, неорганический пероксид, азоинициатор или их комбинацию. Более предпочтительно, пероксид и/или азоинициатор являются водорастворимыми. Тем не менее, пероксиды или азоинициаторы могут быть нерастворимыми в воде, частично водорастворимыми или полностью водорастворимыми.

Пригодные органические пероксиды включают, например, диациловые пероксиды, пероксиэфирные пероксиды, монопероксикарбонатные пероксиды, пероксикеталевые пероксиды, гидропероксиды, твердые пероксидикарбонатные пероксиды, кетоновые пероксиды, эндопероксиды и диалкилпероксиды. Пригодные органические пероксиды описаны, например, в патенте США № 5447199 и патентной публикации США № 2007/0284101 A1, оба из которых включены в данный документ с помощью ссылки в их полноте для всех целей. Любой из пероксидов, описанных в данном документе, может подразумеваться как стабильный при комнатной температуре пероксид.

Пригодные пероксиэфиры могут включать, например: ди-трет-бутилдипероксифталат; ди-трет-амилдипероксифталат; трет-бутилпероксибензоат; трет-амилпероксибензоат; трет-бутилпероксиацетат; трет-амилпероксиацетат; 2,5-ди(бензоилперокси)-2,5-диметилгексан; трет-бутилпероксималеат; трет-амилпероксималеат; трет-бутилперокси-2-этилгексаноат; трет-бутилпероксиизобутират; трет-амилпероксиизобутират; ди(трет-бутилперокси)фумарат; трет-бутилперокси(2-этилбутират); трет-бутилперокси-2-этилгексаноат; трет-амилперокси-2-этилгексаноат; 2,5-ди(2-этилгексаноилперокси)-2,5-диметилгексан; трет-бутилперокси-3,5,5-триметилгексаноат; трет-амилперокси-3,5,5-триметилгексаноат; 1,1-диметил-3-гидрокси-бутилперокси-2-этилгексаноат; трет-бутилперокси-3-карбоксипропионат; трет-амилперокси-3-карбоксипропионат; 3-гидрокси-1,1-диметилбутил 2-этил-пероксигексаноат; и их смеси.

Пригодные монопероксикарбонатные пероксиды могут включать, например: OO-трет-бутил-O-(изопропил)монопероксикарбонат; OO-трет-амил-O-(изопропил)монопероксикарбонат; OO-трет-бутил-O-(2-этилгексил)монопероксикарбонат; OO-трет-амил-O-(2-этилгексил)монопероксикарбонат; полиэфир поли(OO-трет-бутилмонопероксикарбонат); OO-трет-бутил-O-поликапролактон монопероксикарбонат; 2,5-диметил-2,5-бис(изопропоксикарбонил-перокси)гексан; 2,5-диметил-2,5-бис(изопропоксикарбонил-перокси)гексин-3; и их смеси.

Пригодные пероксикеталевые пероксиды могут включать, например: 1,1-ди(трет-бутилперокси)-3,3,5-триметилциклогексан; 1-трет-амилперокси-1-метоксициклогексан; 1-трет-бутилперокси-1-метоксициклогексан; 1,1-ди(трет-бутилперокси)циклогексан; 1,1-ди(трет-амилперокси)циклогексан; н-бутил-4,4-ди(трет-бутилперокси)валерат; 4,4-бис(трет-бутилперокси)валериановая кислота; этил-3,3-ди(трет-амилперокси)бутаноат; этил-3,3-ди(трет-бутилперокси)бутаноат; этил-3,3-ди(трет-бутилперокси)бутират; 2,2-ди(трет-бутилперокси)бутан; 2,2-ди(трет-амилперокси)бутан (Lup 520); 2,2-ди(трет-бутилперокси)пропан; 2,2-ди(трет-амилперокси)пропан; 2,2-ди(трет-бутилперокси)-4-метилпентан; 2,2-бис(4,4-ди[трет-амилперокси]циклогексил)пропан; и их смеси.

Пригодные диациловые пероксиды могут включать, например: дидеканоила пероксид; дилауроила пероксид; дибензоила пероксид; ди(метилбензоила) пероксид; 2,4-дихлорбензоила пероксид; и их смеси.

Пригодные кетоновые пероксиды могут включать, например: 2,4-пентандиона пероксид; метилэтилкетона пероксид; метилизобутилкетона пероксид; и их смеси.

Пригодные гидропероксиды могут включать, например: 2,5-дигидроперокси-2,5-диметилгексан; кумена гидропероксид; трет-бутила гидропероксид; трет-амила гидропероксид; трет-октила гидропероксид; пероксид водорода (H2O2); 1,1,3,3-тетраметилбутила гидропероксид; пара-метана гидропероксид; диизопропилбензола моногидропероксид; диизопропилбензола дигидропероксид; и их смеси.

Пригодные твердые пероксидикарбонатные пероксиды могут включать, например: ди(4-трет-бутилциклогексил)пероксидикарбонат; ди(циклогексил)пероксидикарбонат; ди(2-феноксиэтил)пероксидикарбонат; димиристилпероксидикарбонат; дицетилпероксидикарбонат; и их смеси.

Пригодные азоинициаторы могут включать, например: 2,2'-азобис(изобутиронитрил) (например, DUPONTTM VAZO® 64); 2,2'-азобис(2-метилбутиронитрил) (например, DUPONTTM VAZO® 67); 2-трет-бутилазо-2-цианобутан; 2-трет-бутилазо-2-цианопропан; 1,1'-азобис(цианоциклогексан) (например, DUPONTTM VAZO® 88); 4,4'-азобис(4-циановалериановая кислота) (например, DUPONTTM VAZO® 68 WSP); и их смеси. Разжижитель может также включать типы азонитрила (например, DUPONTTM VAZO® 82).

Пригодные диалкилпероксиды могут включать, например: дикумила пероксид; изопропенилкумилкумила пероксид; изопропилкумилкумила пероксид; м/п-ди-трет-бутилпероксидиизопропилбензол (a,a'-бис(трет-бутилперокси)диизопропилбензол); трет-бутилпероксиизопропилбензол (трет-бутилкумила пероксид); м-изопропилолкумил трет-бутила пероксид (трет-бутил-3-изопропилолкумилпероксид); трет-бутил-3-изопропенилкумилпероксид (м-изопропенилкумил трет-бутилпероксид); трет-бутил-4-изопропенилкумилпероксид; трет-бутил-3-изопропилкумилпероксид; м/п-ацетилкумил трет-бутилпероксид; 2,4-диаллилокси-6-трет-бутилпероксид-1,3,5-триазин; 3,3,5,7,7-пентаметил-1,2,4-триоксепан (например, AKZO NOBEL TRIGONOX® 311); 3,6,9-триэтил-3,6,9-триметил-1,4,7-трипероксонан (например, AKZO NOBEL TRIGONOX® 301); ди-трет-бутилпероксид; 2-метокси-2-трет-бутилпероксипропан; ди-трет-амилпероксид; 2,5-диметил-2,5-ди(трет-бутилперокси)гексан; 2,5-диметил-2,5-ди(трет-амилперокси)гексан; 2,5-диметил-2,5-ди(трет-бутилперокси)гексин-3; 1,3-диметил-3-(трет-бутилперокси)бутил N-[1-{3-(1-метилэтенил)фенил}-1-метилэтил]карбамат; 4-(трет-амилперокси)-4-метил-2-пентанол; 4-(трет-бутилперокси)-4-метил-2-пентанол; 3-(трет-бутилперокси)-3-метил-2-пентанон; 4-метил-4-(трет-бутилперокси)-2-пентанон (например, LUPEROX® 120); 1-метокси-1-трет-бутилпероксициклогексан; 2,4,6-три(трет-бутилперокси)триазин; трет-бутил-1,1,3,3-тетраметилбутилпероксид; 3-метил-3-(трет-бутилперокси)-2-бутанол (например, LUPEROX® 240); 3-метил-3-(трет-амилперокси)-2-бутанол (например, LUPEROX® 540); и их смеси.

Разжижитель может также включать неорганические пероксиды. Пригодные неорганические пероксиды могут включать, например: пероксид цинка; пероксид кальция; пероксид магния; и их смеси. Дополнительные разжижители или окисляющие средства включают, например, персульфаты, такие как персульфат аммония, персульфат калия и персульфат натрия. Другие пригодные разжижители включают оксиданты, такие как броматы, включая бромат натрия, или хлораты, включая хлорат натрия.

Дополнительно, углерод-углеродные инициаторы могут быть использованы в качестве разжижителей. Например, пригодными являются углерод-углеродные инициаторы из класса гексазамещенных этанов (например, которые доступны в Encyclopedia of Chemical Technology, Kirk-Othmer, четвертое издание, Том 14, 1996, страницы 436-53).

Жидкость для гидроразрыва может включать по меньшей мере один полимер или полимерный загуститель. Пригодные полимеры имеют высокий молекулярный вес и повышают вязкость жидкости для гидроразрыва для облегчения формирования гидроразрывов и транспорта расклинивающего средства в гидроразрывы. Поперечно-сшивающие средства или другие добавки могут также быть включены для увеличения вязкости полимера. Например, гуаровый или производный гуаровый полимер может быть поперечно сшит или с боратами (борной кислотой), или соединениями циркония, или обоими. В иллюстративном варианте осуществления полимер является водорастворимым и/или набухающим в воде полимером. Водорастворимые и набухающие в воде полимеры хорошо известны и могут быть соответствующим образом выбраны специалистами в данной области техники.

Жидкости для гидроразрыва могут включать загущенные жидкости на водной основе с высокой вязкостью и водно-углеводородные эмульсии с высокой вязкостью. Полимер(ы), содержащийся в или создающий жидкости для гидроразрыва, может включать полимеры, такие как поперечно сшитые функциональные полимеры. Водно-углеводородные эмульсии с высокой вязкостью могут включать гидратируемые полисахариды, полиакриламиды, полиакриламидные сополимеры, полимолочную кислоту и поливиниловый спирт. Гидратируемые полисахариды могут включать галактоманнановые камеди и их производные, глукоманнановые камеди и их производные, и производные целлюлозы. Примеры таких соединений представляют собой гуаровую камедь, камедь бобов робинии, камедь карайи, карбоксиметилгуар натрия, гидроксиэтилгуар, карбоксиметилгидроксиэтилгуар натрия, гидроксипропилгуар, карбоксиметилгидроксиметилцеллюлозу натрия, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу натрия и гидроксиэтилцеллюлозу.

В одном варианте осуществления полимер выбран из группы, содержащей полисахариды, производные полисахарида, полиакрилаты, полиакриламиды, сополимеры акриламида, метилпропана и сульфоновой кислоты, поливиниловые спирты, полимолочные кислоты, поливинилпирролидоны, сополимеры малеинового ангидрида и метилвинилового эфира и полиэтиленоксиды. В иллюстративном варианте осуществления данного изобретения полимер в жидкости для гидроразрыва может включать функционализованные производные гуара, гуаровую камедь и их смеси.

Пригодный полисахарид, такой как гуар, может поступать в любой пригодной форме, из которой он может быть практически получен. Например, гуар может быть получен как белый порошок (предпочтительно с размером меш 100-325). Водорастворимые полимеры могут также быть использованы как загустители воды. Пригодные полисахариды включают стандартный гуар и дериватизированные или функционализованные гуары, такие как HPG (гидроксипропилгуар), гидроксибутилгуар, гидроксиэтилгуар, CMHPG (карбоксиметилгидроксипропилгуар), карбоксиметилгуар, карбоксиметилгидроксиэтилгуар и их смеси. Дериватизированные полимеры являются особенно пригодными для повышенных температур по сравнению со стандартным (или недериватизированным) гуаром. Пригодные полимеры включают полисахариды, которые способны к гелеобразованию в присутствии поперечно-сшивающего средства для формирования жидкости на основе геля. Другие пригодные гидратируемые полисахариды представляют собой галактоманнановые камеди, целлюлозу и производные целлюлозы, гуаровую камедь, камедь бобов робинии, камедь карайи, ксантановую камедь, крахмал или дериватизированный крахмал. Может быть использован любой пригодный полимер, как водорастворимый, так и нерастворимый. В иллюстративном варианте осуществления, тем не менее, полимер является водорастворимым или набухающим в воде.

Дополнительно, «устойчивый к воде» (еще полимеры типа набухающих в воде) может быть использован, чтобы снизить пористость пласта или проницаемость для воды. Разнообразные полимеры являются пригодными для применения в качестве «устойчивых к воде» полимеров в вариантах осуществления данного изобретения, включая без ограничения: полиакриламид, гидролизованный полиакриламид, ксантан, склероглюкан, полисахариды, амфотерные полимеры, полученные из полиакриламида, акриловую кислоту и диаллилдиметиламмония хлорид, терполимеры винилсульфоната/виниламида/акриламида, сополимеры винилсульфоната/акриламида, сополимеры акриламида/акриламидо-метилпропансульфоновой кислоты, сополимеры акриламида/винилпирролидона, натрия карбоксиметилцеллюлозу, поли[диалкиламиноакрилат-ко-акрилат-g-поли(этиленоксид)]. «Устойчивые к воде» полимеры объясняются более детально в Патенте США № 7036589, который включен в данный документ ссылкой в его полноте для всех целей.

Полимеры могут быть скомбинированы с жидкостью, такой как вода, для формирования водного раствора или дисперсии полимера в жидкости. Например, пригодные полимеры типа высокомолекулярного полиакриламида в водном растворе или дисперсии описаны в патенте США № 4659793, патенте США № 4617359 и патенте США № 4439334, все из которых включены в данный документ ссылкой в их полноте для всех целей. Таким образом, различные инициаторы свободных радикалов могут быть использованы для полимеризации различных комбинаций мономеров для получения уникальных полимеров, сополимеров, терполимеров и т.д. для способов и систем увеличенной добычи нефти.

Другие пригодные полимеры включают «микробные полисахариды» или гетерополисахариды, которые широко известны как сфинганы. В частности, эти полимеры могут быть пригодными в получении активизированных жидкостей, используемых в качестве жидкостей для гидравлического разрыва в водных обработках стволов скважин. Такие полимеры описаны в публикации США № 2006/0166836 A1, включенной в данный документ ссылкой во всей ее полноте для любых целей.

Другие водорастворимые полимеры, особенно пригодные для неблагоприятных условий окружающей среды, могут быть пригодными в добыче и обработке природных ресурсов. Например, водорастворимые полимеры могут содержать N-виниламид, такой как N-виниллактам и сополимеры и терполимеры N-виниллактама с ненасыщенными амидами и по меньшей мере одним гидрофильным винилсодержащим сульфонатом, фосфонатом или сложным эфиром и/или гидрофильным N-виниллактамом. Такие полимеры описаны в патенте США № 5186257, включенном в данный документ ссылкой во всей ее полноте для любых целей.

Набухающие в воде полимеры могут быть в форме гидрофильных набухающих в воде частиц или «микрогелей». Патент США № 6169058, включенный в данный документ ссылкой во всей его полноте для любых целей, описывает гидрофильные набухающие в воде частицы, которые добавляют к жидкостям для обработки гидроразрывом на основе углеводородов. Публикация США № 2008/0096774 A1, включенная в данный документ ссылкой во всей ее полноте для любых целей, описывает «микрогели», образованные с помощью приготовления жидких композиций через полимеризацию в обратных эмульсиях различных метакрилатов, аллильных соединений и мономеров акриламидного типа.

Может быть использован отдельный полимер, или комбинация полимеров может быть перемешана вместе для формирования жидкости для гидроразрыва. Например, полимеры гуарового типа (водорастворимые) и полиакриламидного типа (устойчивые к воде) могут образовывать полимерную смесь. Любое пригодное соотношение полимеров может быть использовано для достижения необходимой вязкости. Например, полимерные смеси описаны в патенте США № 7036589, включенном в данный документ ссылкой во всей его полноте для любых целей.

Дополнительные добавки, такие как ускорители, поверхностно-активные вещества или жидкости, такие как вода, могут быть включены в жидкости для гидроразрыва. Жидкости и поверхностно-активные вещества могут сольватировать полимеры или способствовать набуханию полимеров. В частности, поверхностно-активные вещества могут помогать включению полимера в водную фазу. Поверхностно-активные вещества, пригодные для применения в жидкостях для гидроразрыва, включают без ограничения анионные, катионные, цвиттерионные/амфотерные эмульгаторы и неионные типы. Например, поверхностно-активные вещества, описанные в публикации США № 2008/0217012 и/или патенте США № 7036589, которые включены в данный документ ссылкой во всей их полноте для любых целей, могут быть пригодными. В одном варианте осуществления поверхностно-активное вещество не является вязкоупругим. Жидкость на водной основе может быть свежей водой, соленой водой, морской водой или любыми другими жидкостями на водной основе, включающими буферные средства, которые не будут неблагоприятно реагировать с различными разжижителями или акцепторами, описанными в данном документе. Пригодные ускорители, особенно для применения с пероксидными разжижителями, включают слабые органические кислоты, третичные амины и переходнометаллические типы органометаллических соединений. Не желая связываться с конкретной теорией, считается, что ускорители могут содействовать в увеличении используемого температурного диапазона для разжижителей.

Согласно иллюстративному варианту осуществления настоящего изобретения смесь для применения в жидкости для гидроразрыва содержит по меньшей мере один акцептор радикалов и по меньшей мере один разжижитель. В частности, акцептор радикалов может быть выбран из группы, содержащей 2,2,6,6-тетраметилпиперидин-1-оксил; 4-гидрокси-2,2,6,6-тетраметилпиперидин-1-оксил; нитроксид, 1-(диэтоксифосфинил)-2,2-диметилпропил 1,1-диметилэтил; медленно полимеризующиеся мономеры; хиноны; экранированные фенолы; и их смеси; и разжижитель может быть выбран из группы, содержащей органические пероксиды; неорганические пероксиды; азоинициаторы; и их смеси.

Смесь для применения в жидкости для гидроразрыва, включающей акцептор радикалов и разжижитель, может принимать любую пригодную форму. Например, смесь может быть в форме гомогенной жидкости, свободнотекучего твердого порошка, спрессованного порошка (например, в непылящих гранулированных формах), инкапсулированного твердого вещества, инкапсулированной жидкости или эмульсии/эмульгированного продукта. Физическая форма смеси(ей) разжижителя и акцептора радикалов может зависеть от типа оборудования, используемого на нефтегазовом месторождении. Формы являются желательно либо поддающимися насосной перекачке, либо текучими в месте гидравлического разрыва. Любое пригодное оборудование или методики могут быть использованы для доставки жидкости для гидроразрыва в ствол скважины.

В иллюстративном варианте осуществления данного изобретения смесь акцептора радикалов и разжижителя содержит жидкость на водной основе, такую как вода. Могут быть использованы любые пригодные методики смешивания или диспергирования, чтобы позволить компонентам адекватно и однородно диспергироваться. Также могут быть использованы растворители, отличные от воды, но вода является предпочтительной из-за ее инертной природы (например, она не является вредной в конце использования) и распространенности. Пригодные количества акцептора радикалов и разжижителя, как будет понятно из уровня техники, могут быть добавлены к воде, чтобы обеспечить присутствие адекватных количеств каждого в жидкостях для гидроразрыва, при этом не вызывая осаждение излишних количеств любых присадочных материалов. Из-за простоты дисперсии в воде, смесь может тесно ассоциировать с полимером в жидкости для гидроразрыва. Например, жидкий продукт может быть получен путем смешивания акцептора радикалов в жидкой форме с разжижителем в жидкой форме. Например, разжижитель может быть диспергирован или растворен в воде. Альтернативно, разжижитель может находится в чистой жидкой форме, например, определенные пероксиды являются жидкими в чистой форме. Дополнительно, разжижитель, акцептор радикалов и/или смесь этого может быть в эмульгированной форме. Например, как жидкие органические пероксиды, так и твердые органические пероксиды и акцептор радикалов могут быть эмульгированы для обеспечения системы разжижитель-ловушка радикалов, которая может быть легко перекачана насосом или измерена.

Смесь акцептора радикалов и разжижителя может быть в форме порошка или гранулированной форме. В одном варианте осуществления смесь нанесена на или абсорбирована в присадочный материал. В частности, смесь разжижителя и акцептора радикалов может быть нанесена на расклинивающее средство сама по себе в приемлемой концентрации для применения или в виде маточной смеси. Подразумевается, что любой пригодный наполнитель может быть использован. В иллюстративном варианте осуществления используемый наполнитель представляет собой материал расклинивающего средства, такой как песок, боксит и т.д. Дополнительно, разжижитель(и) и акцептор(ы) радикалов могут быть абсорбированы по отдельности на наполнителях для смешивания позднее или могут быть предварительно смешаны и включены вместе в твердые инертные наполнители. Наполнители и/или окончательная смесь могут быть свободнотекучим порошком или могут быть гранулированы, например, для более простой подачи посредством буровых снарядов.

Пригодные размеры частиц инертных наполнителей могут быть выбраны специалистами в данной области техники. Например, распределение по размерам частиц на основании используемого расклинивающего средства может быть около 40/60. В иллюстративном варианте осуществления данного изобретения распределение по размерам частиц инертного наполнителя, используемого как подложка для системы разжижителя, может быть около 20/40 меш (например, 100% проходит через 20 и 0% проходит через 40 меш).

Дополнительно, подразумевается, что смесь акцептор(ов) радикалов и разжижителя(ей) или отдельных компонентов может быть инкапсулирована с помощью различных средств, доступных из уровня техники. Например, комбинированная задержка акцепторов радикалов вместе с инкапсулированной задержкой может обеспечивать синергическую пользу в операциях гидравлического разрыва.

В одном варианте осуществления смесь жидкости для гидроразрыва содержит расклинивающее средство, водорастворимый или набухающий в воде полимер, акцептор радикалов, разжижитель и жидкость на водной основе. В иллюстративном варианте осуществления жидкость для гидроразрыва дополнительно содержит ускоритель. Пригодные ускорители, такие как металлы и амины, могут быть выбраны специалистом в данной области техники. В другом варианте осуществления жидкость для гидроразрыва дополнительно содержит по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество.

Весовой процент составляющих жидкости для гидроразрыва может находиться в любых пригодных значениях. В частности, весовой процент или части необходимого разжижителя в соотношении к частям жидкости для гидроразрыва могут зависеть от начального содержания активного кислорода разжижителя и концентрации полимера (например, гуарового или полиакриламидного полимера) в водной фазе. Весовой процент или части необходимого разжижителя (например, органический пероксид(ы), азо и/или неорганический пероксид(ы)) на чистой основе могут находится в диапазоне от около 0,0001% (1 часть на миллион) до 10% (100000 частей на миллион). Предпочтительно, количества разжижителя могут находится в диапазоне от около 0,0002% (2 части на миллион) до 5% (50000 частей на миллион). Более предпочтительно, разжижитель может присутствовать в концентрации от около 0,0005% (5 частей на миллион) до 3% (30000 частей на миллион). Даже более предпочтительно, разжижитель может присутствовать в композиции жидкости для гидроразрыва в концентрации от около 0,0010% (10 частей на миллион) до 2% (20000 частей на миллион) на основе жидкости для гидроразрыва. В иллюстративном варианте осуществления разжижитель присутствует в количестве от около 1 частей на миллион до около 100000 частей на миллион по весу на основе жидкости для гидроразрыва. Разжижитель может также быть использован в количествах от приблизительно 0,01 галлона на тысячу разжижителя до приблизительно 100 галлонов на тысячу (GPT) жидкости для гидроразрыва, предпочтительно от около 1 GPT разжижителя до около 50 GPT жидкости для гидроразрыва, и даже более предпочтительно от около 1 GPT разжижителя до около 20 GPT жидкости для гидроразрыва.

Весовой процент или части необходимого акцептора(ов) радикалов могут зависеть от типа и количества водорастворимого/набухающего полимера(ов) в жидкости на водной основе и типа и количества разжижителя(ей), используемого для расщепления полимера(ов). Диапазон акцептора радикалов относительно разжижителя составляет от около 0,01 части до 100 частей акцептора(ов) радикалов на основе 100 частей используемого чистого разжижителя. Предпочтительно, соотношение акцептора радикалов к разжижителю составляет от около 0,1 части до 80 частей акцептора радикалов к 100 частям разжижителя. Более предпочтительно, соотношение акцептора радикалов к разжижителю составляет от около 1 части до 70 частей акцептора радикалов к 100 частям разжижителя. Даже более предпочтительно, соотношение акцептора радикалов к разжижителю составляет от около 5 частей до 60 частей акцептора радикалов относительно 100 частей используемого чистого разжижителя. В иллюстративном варианте осуществления акцептор радикалов присутствует в количестве от около 0,01 до 100 частей по весу акцептора радикалов относительно 100 частей по весу разжижителя.

Согласно варианту осуществления данного изобретения способ применения жидкости для гидроразрыва в операции гидроразрыва включает введение жидкости для гидроразрыва, содержащей расклинивающее средство и полимер, в подземный пласт для формирования по меньшей мере одного гидроразрыва. Расклинивающее средство осаждается в гидроразрыв, и, следовательно, вязкость жидкости для гидроразрыва снижается с помощью разжижителя. Расщепление полимера замедляется путем добавления акцептора радикалов к жидкости для гидроразрыва.

Жидкость для гидроразрыва может быть накачана насосом или нагнетена в подземный пласт породы, используя любое пригодное оборудование или методики, известные в уровне техники. Типично, жидкость для гидроразрыва с высокой вязкостью нагнетается в ствол скважины под высоким давлением. Как только достигаются давления природного резервуара, жидкость для гидроразрыва инициирует гидроразрыв в пласте, который, как правило, продолжает расти в ходе накачивания. Обычно предпочтительно, чтобы жидкость достигла максимальной вязкости, когда она входит в гидроразрыв для оптимального гидроразрыва.

Жидкость для гидроразрыва может включать расклинивающее средство. Расклинивающие средства или материалы закрепления приносятся жидкостью для гидроразрыва для осаждения в расколах, где они оставляют открытыми расколы, созданные с помощью гидравлического разрыва. Расклинивающее средство остается в созданном гидроразрыве для предотвращения закрывания гидроразрывов и для формирования канала, проходящего от ствола скважины в пласт, как только извлекается жидкость для гидроразрыва. Может быть использовано любое пригодное расклинивающее средство, такое как песок, как хорошо известно из уровня техники.

Как только сформированы гидроразрывы и осаждены расклинивающие средства, жидкость для гидроразрыва извлекается путем снижения вязкости жидкости. Так как вязкость снижается, начинается течение от пласта под влиянием жидкостей и давления пласта, но оставляет расклинивающее средство в расколах. Вязкость жидкости для гидроразрыва снижается с помощью разжижителя. К сожалению, разжижители сложно контролировать, особенно в водной фазе. В частности, разжижители немедленно и/или преждевременно начинают снижать вязкость жидкости для гидроразрыва до того, как способны сформироваться гидроразрывы и/или осаждаются расклинивающие средства.

Было открыто, что путем добавления по меньшей мере одного акцептора радикалов к жидкости для гидроразрыва расщепление полимера замедляется или задерживается. Это особенно пригодно в замедлении расщепления жидкости для гидроразрыва, пока не достигнуто определенное время, pH или значение или диапазон температуры. Другими словами, высокая вязкость жидкости для гидроразрыва поддерживается или защищается в течение определенной отрезка времени, при определенном pH или при определенном температурном диапазоне. Не желая быть связанным конкретной теорией, акцепторы радикалов работают путем комплексирования или реагирования с кислород- или углерод-центрированными радикалами, в зависимости от выбора химии выбранного акцептора радикалов, которые создаются в ходе операции интенсификации гидроразрыва, тем самым замедляя разложение полимерного геля. В частности, эффективный диапазон для улавливания радикалов или образования комплекса составляет от около 100°F до 500°F.

Подразумевается, особенно в случаях, когда вязкость жидкости для гидроразрыва необходимо поддержать в течение продолжительных периодов времени внутри скважины, что акцептор(ы) радикалов могут быть добавлены вначале без разжижителя(ей) как часть начального процесса гидроразрыва. Таким образом, в иллюстративном варианте осуществления вязкость полимера поддерживают в течение заданного периода времени перед добавлением разжижителя. Затем, позже в процессе, разжижитель(и) может быть включен в жидкость для гидроразрыва, с или без дополнительного акцептора(ов) радикалов.

В другом варианте осуществления разжижитель добавляют к жидкости для гидроразрыва до введения жидкости для гидроразрыва в подземный пласт. Таким образом, по меньшей мере один разжижитель может быть смешан с акцептором(ами) радикалов для добавления к жидкости для гидроразрыва, компоненту в жидкости для гидроразрыва или одновременно смешан с жидкостью для гидроразрыва при закачивании ее в скважину.

Высокую вязкость жидкости для гидроразрыва поддерживают или защищают в течение определенного отрезка времени, pH или при определенном температурном диапазоне. Выбор определенного момента времени для того, чтобы разжижитель был эффективным в снижении вязкости жидкости для гидроразрыва, может зависеть от отрезка времени и количества разжижителя относительно других составляющих в жидкости для гидроразрыва, pH, например, жидкости для гидроразрыва, и/или температурного профиля. В частности, профиль время/pH/температурный профиль разжижителей может быть основан на времени полураспада специфического разжижителя и его содержания активного кислорода. Типично, разжижитель является более активным, когда он достигает повышенных температур. Вместо простого регулирования типа, количества, pH или выбора определенного момента времени введения разжижителя, акцептор радикалов замедляет расщепление полимера(ов) с помощью разжижителя. В одном варианте осуществления акцепторы радикалов выбирают, основываясь на температурах, при которых разжижители являются активными. Эффективный температурный диапазон для замедления расщепления жидкостей для гидроразрыва на основе полимера может быть диапазоном от около 100°F до 500°F, в зависимости от используемых типа полимера, акцептора радикалов и разжижителей. Из уровня техники хорошо известно, что каждая работа по гидравлическому разрыву является различной и выбор акцептора радикалов и разжижителя может зависеть от многих факторов. В иллюстративном варианте осуществления акцептор радикалов является эффективным при температурах от около 100°F до около 500°F. В предпочтительном варианте осуществления акцептор радикалов эффективен при от около 125°F до 450°F.

В другом варианте осуществления данного изобретения способ гидроразрыва подземного пласта включает предоставление жидкости для гидроразрыва, содержащей расклинивающее средство, полимер и разжижитель, и добавление акцептора радикалов к жидкости для гидроразрыва. Жидкость для гидроразрыва поставляют к требуемому месторасположению в подземном пласте и жидкость для гидроразрыва поддерживают с достаточной вязкостью для формирования по меньшей мере одного гидроразрыва. Разжижителю позволяют расщепить полимер и снизить вязкость жидкости для гидроразрыва в определенное время или при определенной температуре.

Таким образом, аспекты данного изобретения включают композиции для применения в жидкостях для гидроразрыва, композиции жидкости для гидроразрыва сами по себе, способы применения жидкостей для гидроразрыва и способы формирования подземных пластов. Путем добавления по меньшей мере одного акцептора радикалов к жидкости для гидроразрыва расщепление полимера в жидкости для гидроразрыва может быть замедлено или задержано, пока достигается определенное время или температура. Следовательно, жидкость для гидроразрыва способна соответствующим образом осуществить гидроразрыв пласта при определенных условиях давления и температуры без разжижителей, преждевременно снижающих вязкость жидкости для гидроразрыва.

ПРИМЕР

Оценивали пользу применения 6% по весу MTBHQ (моно-трет-бутилгидрохинона) акцептора радикалов с DIBHP (диизопропилбензолгидропероксидом, доступным как Luperox® DIBHP от Arkema Inc.) пероксидным разжижителем для контроля снижения вязкости (время вступления) вязкости полиакриламидной жидкости для гидроразрыва. Использование MTBHQ с пероксидом привело к желательной повышенной начальной вязкости жидкости для гидроразрыва, которая оставалась равной выше 100 сантипуаз в течение около одного часа. Высокая вязкость жидкости для гидроразрыва >100 сантипуаз важна для правильного суспендирования расклинивающего средства, такого как «песок» в жидкости для гидроразрыва, так чтобы он затек в и оставил открытыми расколы в породе. Если пероксидный «разжижитель» снизит вязкость жидкости для гидроразрыва слишком быстро, пониженная вязкость может больше не супендировать песок, и весь песок может выветриться на дно скважины, по существу останавливая поток в скважине и не обеспечивая распространения расколов вдоль скважины для обеспечения усиленного потока нефти или газа.

MTBHQ акцептор радикалов, как обнаружили, обеспечивает средство для контроля пероксидного времени вступления жидкости для гидроразрыва. MTBHQ акцептор радикалов обеспечил замедление в снижении вязкости жидкости для гидроразрыва, замедление во времени вступления. Он также обеспечил желательное повышенное начальное наращивание вязкости для эффективного суспендирования расклинивающего средства в ходе ранних стадий распространения расколов. Обеспечивая правильное суспендирование расклинивающего средства и заполнение/распространение расколов в породе. Основываясь на этих конкретных условиях температуры, типа жидкости и песка, предусмотренных для применения, критическая вязкость, необходимая для поддержания песка в суспендированной форме, как определили, составила 100 сантипуаз. DIBHP пероксид был эффективным разжижителем при 1% весовом уровне применения. Тем не менее, он был «слишком эффективным» и время вступления было слишком коротким. Применение 1% по весу DIBHP пероксидного разжижителя приводило к тому, что вязкость жидкости для гидроразрыва снижается слишком быстро, без правильного контроля и без эффективного суспендирования расклинивающего средства. Смесь не поддерживала вязкость выше 100 сантипуаз в течение достаточного времени, необходимого для накачивания жидкости и супендированного песка вниз по скважине и в распространяющиеся расколы. Дополнение MTBHQ акцептора радикалов в концентрации 6% по весу на основании пероксида, как обнаружили, обеспечивало наращивание вязкости, чтобы жидкость для гидроразрыва облегчила суспендирование расклинивающего средства. Вязкости достигали пика до 200 сантипуаз и снижались до 100 сантипуаз за один час, после чего продолжалось падение вязкости до вязкости ниже 50 сантипуаз через 180 минут. Снижение до ниже 50 сантипуаз через некоторое время является желательным, так чтобы обеспечить пониженную вязкость при завершении операции.

Жидкость для гидроразрыва состояла из эмульсии вода-в-масле полимера на основе полиакриламида, которая была диспергирована при концентрации 60 gpt (галлонов на тысячу) в солевом растворе. Солевой раствор состоял из 12 ppg (фунтов на галлон) NaCl/NaBr в воде. Этот итоговый раствор с вязкостью 200 сантипуаз был затем изучен для сравнения эффективности времени вступления пероксидных составов.

Первый испытуемый пероксид представлял собой DIBHP (диизопропилбензола гидропероксид, доступный как Luperox® DIBHP от Arkema Inc.) с приблизительной пробой 50%. Его анализировали при 1% «как есть» из контейнера, что эквивалентно 10 gpt (10 галлонов на тысячу галлонов жидкости для гидроразрыва). Раствор 94 вес.% Luperox® DIBHP с 6 вес.% MTBHQ получали путем смешивания твердого MTBHQ с жидким Luperox® DIBHP пероксидом при комнатной температуре при перемешивании. Использовали 1% этого раствора, что эквивалентно 10 gpt пероксида к жидкости для гидроразрыва. Вязкость измеряли с помощью прибора Grace® M5600 при температуре реакции 93°C в течение 180 минут. Фигура 1 суммирует результаты, описанные выше.

Хотя в данном документе были показаны и описаны предпочтительные варианты осуществления изобретения, будет понятно, что такие варианты осуществления обеспечены исключительно для примера. Различные варианты, изменения и замены будут иметь место для специалистов в данной области техники, не отклоняясь от сущности изобретения. Соответственно, подразумевается, что приложенная формула изобретения охватывает все такие варианты как попадающие в сущность и объем изобретения.

1. Способ применения жидкости для гидроразрыва при формировании разрывов подземных пластов, включающий замедление расщепления полимера в жидкости для гидроразрыва при температуре от 125 до 400°F, когда жидкость для гидроразрыва содержит разжижитель, путем комбинирования по меньшей мере одного акцептора радикалов с жидкостью для гидроразрыва, где акцептор радикалов содержит по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, включающей нитроксидные радикалы, хиноны, экранированные фенолы, гидроксиламины и медленно полимеризующиеся мономеры; или где акцептор радикалов выбран из группы, включающей 2,2,6,6-тетраметилпиперидин-1-оксил; 4-гидрокси-2,2,6,6-тетраметилпиперидин-1-оксил; нитроксид, 1-(диэтоксифосфинил)-2,2-диметилпропил 1,1-диметилэтил; медленно полимеризующиеся мономеры; хиноны; экранированные фенолы; и их смеси; или где акцептор радикалов представляет собой моно-трет-бутил гидрохинон, где разжижитель выбран из группы, включающей органические пероксиды, неорганические пероксиды, азоинициаторы, броматы, хлораты, персульфаты и их смеси.

2. Способ по п. 1, где полимер является водорастворимым или набухающим в воде полимером.

3. Способ по п. 1, где полимер выбран из группы, включающей полисахариды, производные полисахаридов, полиакрилаты, полиакриламиды, сополимеры акриламида, метилпропана и сульфоновой кислоты, поливиниловые спирты, полимолочные кислоты, поливинилпирролидоны, сополимеры малеинового ангидрида и метилвинилового эфира, полиэтиленоксиды; и их смеси.

4. Смесь для применения в жидкости для гидроразрыва, содержащая акцептор радикалов и разжижитель, где акцептор радикалов содержит по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, включающей нитроксидные радикалы, хиноны, экранированные фенолы, гидроксиламины и медленно полимеризующиеся мономеры; или где акцептор радикалов выбран из группы, включающей 2,2,6,6-тетраметилпиперидин-1-оксил; 4-гидрокси-2,2,6,6-тетраметилпиперидин-1-оксил; нитроксид, 1-(диэтоксифосфинил)-2,2-диметилпропил 1,1-диметилэтил; медленно полимеризующиеся мономеры; хиноны; экранированные фенолы; и их смеси; или где акцептор радикалов представляет собой моно-трет-бутил гидрохинон.

5. Смесь по п. 4, где акцептор радикалов выбран из группы, включающей 2,2,6,6-тетраметилпиперидин-1-оксил; 4-гидрокси-2,2,6,6-тетраметилпиперидин-1-оксил; нитроксид, 1-(диэтоксифосфинил)-2,2-диметилпропил 1,1-диметилэтил; медленно полимеризующиеся мономеры; хиноны; экранированные фенолы; и их смеси; и разжижитель выбран из группы, включающей органические пероксиды; неорганические пероксиды; азоинициаторы; окисляющие средства; и их смеси.

6. Смесь по п. 4, где разжижитель представляет собой органический пероксид, выбранный из группы, включающей твердые пероксидикарбонаты, диациловые пероксиды, пероксиэфиры, монопероксикарбонаты, диалкилпероксиды, пероксикетали, гидропероксиды, кетоновые пероксиды, эндопероксиды и их смеси.

7. Смесь по п. 4, где смесь находится в форме гомогенной жидкости, свободнотекучего твердого порошка, спрессованного порошка, инкапсулированного твердого вещества, инкапсулированной жидкости или эмульсии.

8. Смесь по п. 4, где смесь содержит жидкость на водной основе.

9. Смесь по п. 4, где смесь нанесена на или абсорбирована в присадочный материал.

10. Жидкость для гидроразрыва, включающая:
расклинивающее средство;
водорастворимый или набухающий в воде полимер;
акцептор радикалов, где акцептор радикалов содержит по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, включающей нитроксидные радикалы, хиноны, экранированные фенолы, гидроксиламины и медленно полимеризующиеся мономеры; или где акцептор радикалов выбран из группы, включающей 2,2,6,6-тетраметилпиперидин-1-оксил; 4-гидрокси-2,2,6,6-тетраметилпиперидин-1-оксил; нитроксид, 1-(диэтоксифосфинил)-2,2-диметилпропил 1,1-диметилэтил; медленно полимеризующиеся мономеры; хиноны; экранированные фенолы; и их смеси; или где акцептор радикалов представляет собой моно-трет-бутил гидрохинон;
разжижитель, выбранный из группы, включающей органические пероксиды, неорганические пероксиды, азоинициаторы, броматы, хлораты, персульфаты и их смеси; и
жидкость на водной основе.

11. Жидкость для гидроразрыва по п. 10, дополнительно содержащая ускоритель.

12. Жидкость для гидроразрыва по п. 10, где акцептор радикалов присутствует в количестве от около 0,01 до 100 частей по весу акцептора радикалов по отношению к 100 частям по весу разжижителя.

13. Жидкость для гидроразрыва по п. 10, где разжижитель присутствует в количестве от около 1 частей на миллион до около 100000 частей на миллион по весу на основе жидкости для гидроразрыва.

14. Жидкость для гидроразрыва по п. 10, дополнительно содержащая по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество.

15. Способ гидроразрыва подземного пласта, включающий:
(a) предоставление жидкости для гидроразрыва, содержащей расклинивающее средство, полимер и разжижитель выбранный из группы, включающей органические пероксиды, неорганические пероксиды, азоинициаторы, броматы, хлораты, персульфаты и их смеси;
(b) добавление акцептора радикалов к жидкости для гидроразрыва, где акцептор радикалов содержит по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, включающей нитроксидные радикалы, хиноны, экранированные фенолы, гидроксиламины и медленно полимеризующиеся мономеры; или где акцептор радикалов выбран из группы, включающей 2,2,6,6-тетраметилпиперидин-1-оксил; 4-гидрокси-2,2,6,6-тетраметилпиперидин-1-оксил; нитроксид, 1-(диэтоксифосфинил)-2,2-диметилпропил 1,1-диметилэтил; медленно полимеризующиеся мономеры; хиноны; экранированные фенолы; и их смеси; или где акцептор радикалов представляет собой моно-трет-бутил гидрохинон;
(c) доставку жидкости для гидроразрыва к необходимому месторасположению в подземном пласте и поддержание жидкости для гидроразрыва с достаточной вязкостью для формирования по меньшей мере одного гидроразрыва; и
(d) предоставление разжижителю возможности для расщепления полимера и снижения вязкости жидкости для гидроразрыва в определенное время или при определенной температуре.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к способам подготовки и обработки для интенсификации притока скважины. Способ подготовки боковых стволов скважины включает бурение множества боковых стволов скважины из по существу вертикальной скважины.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва горной породы. Устройство состоит из корпуса с каналом, установленных на нем упругих уплотнительных элементов, между которыми размещена поршневая пара с уплотнительными кольцами, и стопорящей гайки.

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.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при интенсификации работы скважины. Способ включает отсыпку забоя, тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для разработки нефтяной залежи. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, проведение гидроразрыва пласта в нагнетательных и добывающих скважинах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва низкопроницаемого пласта, содержащего прослой глины с водоносным пропластком.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применен для разработки низкопроницаемого нефтяного пласта горизонтальными скважинами с проведением многократного гидроразрыва пласта.

Группа изобретений относится к способу и устройству интенсификации добычи нефти. Способ включает спуск в скважину механического устройства, создающего раздвигающее усилие с помощью поперечно раздвигающихся в одной продольной плоскости плашек на стенки необсаженной скважины для создания трещины.

Группа изобретений относится к вторичным методам извлечения углеводородов из подземных пластов и, в частности, к методам гидроразрыва пласта без расклинивающего агента, а также к селективной закачке в отдельные подземные пласты.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным материалам для цементирования хвостовиков в горизонтальных нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, а также скважинах с малыми кольцевыми зазорами, осложненных большим газовым фактором или аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) при забойных температурах от 20 до 100°C.

Изобретение относится к составу изоляционного материала. Изоляционный состав для борьбы с интенсивными поглощениями в интервалах трещиноватых горных пород, включающий цементный пеноматериал ЦПМ марок А, Б, В и Г, воду и ускоритель схватывания, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит пластификатор и стабилизатор пены, при этом в качестве ускорителя схватывания он содержит смесь хлорида калия и карбоната натрия в массовом соотношении 1:1 соответственно, в качестве стабилизатора пены - смесь низкомолекулярной гидроксиэтилцеллюлозы и оксиэтилированного нонилфенола с 9 атомами углерода в алкильном радикале и 12 молями окиси этилена, присоединенной к молю алкилфенола, в массовом соотношении 0,4:1 соответственно, а в качестве пластификатора - высокомолекулярное анионное поверхностно-активное вещество поликарбоксилат натриевый при следующем соотношении компонентов, мас.ч: ЦПМ - 100,0; указанный ускоритель схватывания - 8,0-12,0; указанный стабилизатор пены - 0,5-0,7; указанный пластификатор - 0,5-0,9; вода - 50,0-60,0.

Изобретение относится к технологии нефте-, газодобычи, в частности к получению полимерного проппанта в виде расклинивающих микросфер, применяемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления отложений солей и асфальтосмолопарафиновых веществ (АСП) из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта в условиях пониженных температур (до минус 2°C).

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, в частности к тампонажным растворам, используемым для крепления слабосцементированных рыхлых пород и цементирования обсадных колонн нефтегазовых, геотермальных и специальных скважин, а также для восстановления призабойной зоны пласта при капитальном ремонте скважин.

Изобретение относится к способам текущего ремонта подземных скважин. Способ включает нагнетание суспензии частиц кремнезема, которая сама по себе не имеет цементирующих свойств, в полости в поврежденной цементной оболочке или рядом с нею.
Изобретение относится к области сельского и городского хозяйств. В способе осуществляют механическое удаление верхнего травянистого слоя газона с органическим материалом до песка, вносят в оставшийся субстрат с корневой системой и органическим материалом 10% раствор перекиси водорода путем 4-этапного полива дождеванием.
Изобретение относится к области сельского и городского хозяйств. Способ включает обработку верхнего слоя субстрата открытых спортивных площадок водным раствором реагента.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение надежности бурения скважин в глинистых породах, особенно в многолетнемерзлых породах в условиях аномально-низких пластовых давлений, за счет высоких ингибирующих свойств бурового раствора и невысокого пенообразования.

Изобретение относится к семействам ингибиторов солевых отложений и их применению в интенсификации притока из нефтяного месторождения. Способ обеспечения ингибирования образования солевых отложений в нефтяном месторождении, включающий стадии: a) введения по меньшей мере двух входящих потоков жидкости по меньшей мере в две продуктивные зоны нефтедобывающей скважины, соединенной с нефтяным месторождением, или по меньшей мере в две различные нефтедобывающие скважины, из которых по меньшей мере два выходящих потока из двух зон или скважин объединяют перед извлечением с ингибитором солевых отложений, содержащим детектируемые группировки, вводимым в нефтяное месторождение(я) и/или в жидкость, причем применяют два различных ингибитора солевых отложений, каждый из которых предназначен для каждой из двух зон или скважин, указанные е ингибиторы содержат различные детектируемые группировки по их максимумам поглощения, которые различают аналитическим способом на поглощение; b) вытеснения нефти, c) извлечения выходящего потока жидкости, содержащей нефть, d) измерения количеств различных ингибиторов в извлеченном потоке жидкости аналитическим способом на поглощение или жидкости, полученной из него, и e) необязательно решения проблемы образования солевых отложений, которая возникает в зоне или скважине, для которой предназначен ингибитор солевых отложений, если количество ингибитора солевых отложений меньше указанной величины, где один из двух ингибиторов представляет собой указанный полимер и другой ингибитор представляет собой другой указанный полимер.

Группа изобретений относится к ингибированию гидратации глин при операциях бурения и строительстве скважин. Технический результат - эффективное ингибирование гидратации глин, стабильность ингибитора при температуре окружающей среды, расширение сырьевой базы за счет отходов. Способ ингибирования гидратации глин при операциях бурения, включающий в себя применение бурового раствора на водной основе, содержащего от приблизительно 0,02 до приблизительно 5% по массе бис-гексаметилентриамина, солей бис-гексаметилентриамина или их смесей в качестве ингибитора гидратации. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.
Наверх