Обработка иллитовых пластов с помощью хелатирующего агента



 


Владельцы патента RU 2582605:

АКЦО НОБЕЛЬ КЕМИКАЛЗ ИНТЕРНЭШНЛ Б.В. (NL)

Настоящее изобретение относится к способу обработки иллитсодержащего пласта, предпочтительно пласта песчаника. Способ обработки иллитсодержащего пласта включает введение в пласт жидкости, содержащей глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль. Жидкость для обработки иллитсодержащего пласта содержит глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль (GLDA), ингибитор коррозии и поверхностно-активное вещество. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки иллитсодержащего пласта. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 пр., 1 табл., 6 ил.

 

Настоящее изобретение относится к способу обработки иллитсодержащих пластов, предпочтительно пластов песчаника жидкостью, которая содержит глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль (GLDA).

Подземные пласты, из которых можно добывать нефть и/или газ, могут включать различные твердые материалы, содержащиеся в пористых или трещиноватых пластах пород. Природные углеводороды, такие как нефть и/или газ, удерживаются пластами перекрывающих пород с пониженной проницаемостью. Залежи обнаруживают с помощью методов разведки углеводородов, и часто одна из задач извлечения оттуда нефти и/или газа заключается в улучшении проницаемости пластов. Пласты горных пород могут различаться по составу основных компонентов, и одну категорию образуют так называемые пласты песчаника, которые содержат кремнеземистые материалы (наподобие кварца) в качестве основной составляющей, а другую категорию образуют так называемые карбонатные пласты, которые содержат карбонаты (наподобие кальцита и доломита) в качестве основной составляющей.

Один способ сделать пласты более проницаемыми заключается в кислотной обработке материнской породы, при которой кислотную жидкость вводят в пласт, содержащий нефть и/или газ. Однако существующий уровень техники способа кислотной обработки, в котором водный раствор HCl вводят в пласт песчаника, приводит к возникновению проблем, если пласт содержит иллит. Например, в работе D. E. Simon, M.S. Anderson, "Stability of Clay Minerals in Acid," опубликованной в качестве доклада общества иженеров-нефтяников (SPE) №19422 и представленной на Международном симпозиуме по контролю повреждения пласта, 22-23 февраля 1990 года, описано, что HCl воздействует на структуру глинистых минералов, обычно обнаруживаемых в песчанике.

Взаимодействия жидкость-порода в осадочных пластах можно разделить на две группы: (1) химические реакции в результате контактирования минералов породы с несовместимыми жидкостями и (2) физические процессы, вызванные чрезмерными скоростями поступления и градиентами давления. Иллиты являются переслаивающимися, поэтому иллиты объединяют худшие свойства диспергируемых и набухающих глин.

Amaerule, J.O., Kersey, D.G., Norman, D.L., and Shannon, P. M. (1988), "Advances in Formation Damage Assessment and Control Strategies," доклад Канадского института горного дела, металлургии и нефти (CIM Paper No. 88-39-65), Материалы 39-го ежегодного технического совещания Нефтяного общества CIM и Канадского общества переработчиков газа, Калгари, Альберта, 12-16 июня, 1988, DOI: 10.2118/88-39-65, и Thomas, R. L., Nasr-EI-Din, H.A., Lynn, J.D., Mehta, S., and Zaidi, S.R. (2001), "Precipitation During the Acidizing of a HT/HP lllitic Sandstone Reservoir in Eastern Saudi Arabia: A Laboratory Study," доклад SPE 71690, представленный на ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 30 сентября-3 октября, 2001, DOI: 10.2118/71690-MS, описывают, что иллит- и хлоритсодержащие пласты являются водовосприимчивыми. Эти глинистые минералы могут быстро набухать при контактировании с жидкостями иной минерализации, за счет включения воды в свою кристаллическую структуру. Такие набухающие глины могут вызвать закупоривание пласта. Кроме того, иллит очень чувствителен к перемещению мелкой фракции из-за ее очень большого соотношения площади поверхности к объему и слабой связи со стенками пор. Перемещение мелкой фракции происходит в результате механического смещения, вызванного влекущей силой потока, оказывающей воздействие на частицы при движении газа или жидкости через поры. В последнем документе также описано, что иллит и хлорит очень чувствительны к HCl при температуре выше 150°F (65,6°С). При контактировании с HCl слой алюминия этих глин извлекается, оставляя аморфный остаток геля кремнезема, который может потенциально повредить пласт.

Frenier W, et al. в работе "Hot Oil and Gas Wells Can Be Stimulated Without Acids», представленной на Международном симпозиуме и выставке SPE 2004 по контролю повреждения пласта, Лафайет, штат Луизиана, 18-20 февраля 2004, и опубликованной в качестве доклада SPE 86522, описывает, что скважины можно стимулировать, используя HEDTA вместо неорганических кислот, таких как HCl или HF. Считается, что преимущества HEDTA заключаются в ее высокой растворимости при pH<5, низкой токсичности и низкой скорости коррозии. Указывается, что растворы хорошо применять в пластах карбонатов и песчаника при температуре до 365°F (185,0°С). Также упоминаются иллитовые пласты, наподобие иллитового песчаника.

Настоящее изобретение имеет своей целью предложить способ, в котором устранены многие из вышеупомянутых недостатков, связанные с продуктами разрушения иллита, вызванные обработкой их HCl, и который представляет собой дальнейшее усовершенствование по сравнению со способом, в котором применяют HEDTA.

Обнаружено, что при применении жидкости, в которой используют GLDA на стадии кислотной обработки материнской породы, вышеупомянутые недостатки в значительной степени устранены, и обнаружены дополнительные усовершенствования в обеспечении проницаемости.

Соответственно, настоящее изобретение предлагает способ обработки иллитсодержащего пласта, включающий введение в пласт жидкости, содержащей глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль (GLDA). Кроме того, настоящее изобретение предлагает жидкость, содержащую глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль (GLDA), ингибитор коррозии и поверхностно-активное вещество, которую можно использовать в вышеупомянутом способе.

Иллитсодержащий пласт в одном варианте осуществления может быть иллитсодержащим карбонатным пластом или иллитсодержащим пластом песчаника, и в предпочтительном варианте осуществления является иллитсодержащим пластом песчаника.

В одном варианте осуществления количество иллита в пласте составляет от 0,5% масс. до 50% масс. относительно общей массы пласта, предпочтительно от 1% масс. до 30% масс.

Термин «обработка» в данной заявке предполагает охватить любую обработку пласта жидкостью. Конкретно он охватывает обработку пласта жидкостью для достижения по меньшей мере одной из целей: (i) повышенной проницаемости, (ii) удаления мелких частиц, и (iii) удаления неорганических отложений, с тем чтобы увеличить продуктивность скважины и способствовать повышенной добыче нефти и/или газа из пласта. В то же время он может охватывать очистку ствола скважины и удаление отложений из нефтяной/газовой добывающей скважины и скважинного оборудования.

Неожиданно было обнаружено, что GLDA не приводит к деградации иллита в пласте с образованием большого количества мелких частиц, как в случае с кислотными обрабатывающими жидкостями на основе HCl. GLDA действует гораздо более избирательно на карбонат кальция в пласте и растворяет этот карбонатный материал, оставляя иллит совершенно незатронутым. Таким образом, при использовании способа изобретения можно во многом избежать недостатков, вызванных большим количеством мелких частиц, которые в основном связаны с перемещением мелкой фракции, вызывающим суспендирование частиц в добываемой жидкости с закупориванием устьев пор возле ствола скважины и, таким образом, уменьшающим продуктивность скважины. Повреждение, создаваемое мелкими частицами, обычно находится в радиусе 3-5 футов (1-2 м) от ствола скважины, но может также встречаться в гравийных фильтрах, применяемых при заканчивании скважины. Кроме того, способ изобретения обеспечивает улучшенную проницаемость пласта.

GLDA предпочтительно используют в количестве между 5 и 30% масс., более предпочтительно между 10 и 30% масс., еще более предпочтительно между 10 и 20% масс. на основе общей массы жидкости.

Способ изобретения предпочтительно осуществляют при температуре между 35 и 400°F (примерно 2-204°C), более предпочтительно между 77 и 400°F (примерно 25-204°C). Еще более предпочтительно использовать жидкости при температуре, когда они лучше всего достигают желаемых эффектов, что означает температуру между 77 и 300°F (примерно 25-149°C) и наиболее предпочтительно между 150 и 300°F (примерно 65-149°C).

Способ изобретения предпочтительно осуществляют при давлении между атмосферным давлением и давлением гидроразрыва, где давление гидроразрыва определяют как давление, выше которого закачивание жидкости вызовет гидравлический разрыв пласта.

Соли GLDA, которые можно использовать, являются ее солями щелочного металла, щелочноземельного металла или полными или неполными солями аммония. Также можно использовать смешанные соли, содержащие различные катионы. Предпочтительно используют натриевые, калиевые и полные или неполные аммониевые соли GLDA.

Жидкости изобретения являются предпочтительно водными жидкостями, т.е. они предпочтительно содержат воду в качестве растворителя других ингредиентов, где вода может быть, например, пресной водой, попутно добываемой водой или морской водой, хотя другие растворители также могут добавляться, как объясняется ниже.

В одном варианте осуществления pH жидкостей изобретения, используемых в способе, может находится в диапазоне от 1,7 до 14. Предпочтительно, однако, рН находится между 3,5 и 13, так как в сильнокислом диапазоне от 1,7 до 3,5 и в сильнощелочном диапазоне от 13 до 14 некоторые нежелательные побочные эффекты могут быть вызваны жидкостями в пласте, например слишком быстрое растворение карбонатов, приводящее к образованию избыточного CO2 или повышенному риску вторичного осаждения. Для лучшей растворяющей способности по отношению к карбонатам реакция является предпочтительно кислой. С другой стороны, следует понимать, что приготовление сильнокислых растворов является более дорогостоящим. Следовательно, еще более предпочтительно раствор имеет pH от 3,5 до 8.

Жидкость может содержать другие добавки, которые улучшают возможности стимулирующего действия и приводят к минимуму риск повреждения вследствие упомянутой обработки, как это известно любому специалисту.

Жидкость изобретения может дополнительно содержать одно или несколько веществ из группы противошламовых реагентов, (гидрофильных или эмульгирующих) поверхностно-активных веществ, ингибиторов коррозии, общих растворителей, усилителей действия ингибитора коррозии, пенообразователей, загустителей, смачивающих веществ, добавок для избирательной закупорки, поглотителей кислорода, жидкостей-носителей, добавок для снижения водоотдачи, понизителей трения, стабилизаторов, реологических модификаторов, гелеобразователей, ингибиторов образования отложений, разжижителей, солей, насыщенных солевых растворов, добавок для регулирования pH, таких как дополнительные кислоты и/или основания, бактерицидов/биоцидов, твердых частиц, сшивателей, заменителей соли (таких как хлорид тетраметиламмония), модификаторов относительной проницаемости, нейтрализаторов сульфидов, волокон, наночастиц, связующих веществ (таких как смолы и/или усилители клейкости), их сочетаний или тому подобного.

Общий растворитель является химической добавкой, которая растворима в масле, воде, кислотах (часто на основе HCl) и других жидкостях для обработки скважин. Общие растворители обычно используются для целого ряда практических применений, регулируя смачиваемость контактных поверхностей до, в ходе или после обработки и предотвращая образование или разрушая эмульсии. Общие растворители применяют, поскольку нерастворимые мелкие частицы пласта собирают из сырой нефти органическую пленку. Эти частицы являются частично гидрофобными и частично гидрофильными. Это заставляет их собирать вещества на любой поверхности раздела нефть-вода, что может стабилизировать различные водонефтяные эмульсии. Общие растворители удаляют органические пленки, оставляя частицы смачиваемыми водой, таким образом исключается образование эмульсий и закупоривание частицами. Если применяют общий растворитель, его предпочтительно выбирают из группы, которая включает без ограничения низшие спирты, такие как метанол, этанол, 1-пропанол, 2-пропанол и тому подобное, гликоли, такие как этиленгликоль, пропиленгликоль, диэтиленгликоль, дипропиленгликоль, полиэтиленгликоль, полипропиленгликоль, блоксополимеры полиэтиленгликоль-полиэтиленгликоль и тому подобное, и гликольэфиры, такие как 2-метоксиэтанол, простой монометиловый эфир диэтиленгликоля и тому подобное, существенно водо-/нефтерастворимые сложные эфиры, такие как один или несколько сложных эфиров C2-C10, и существенно водо-/нефтерастворимые кетоны, такие как один или несколько C2-C10 кетонов, где под существенно водорастворимыми понимают растворимые в количестве более чем 1 грамм на литр, предпочтительно более чем 10 грамм на литр, еще более предпочтительно более чем 100 грамм на литр, наиболее предпочтительно более чем 200 грамм на литр. Общий растворитель предпочтительно присутствует в количестве от 1 до 50% масс. от общего количества жидкости.

Предпочтительным водо-/нефтерастворимым кетоном является метилэтилкетон.

Предпочтительным водо-/нефтерастворимым спиртом является метанол.

Предпочтительным водо-/нефтерастворимым сложным эфиром является метилацетат.

Более предпочтительным общим растворителем является монобутиловый эфир этиленгликоля, общеизвестный как EGMBE.

Количество гликолевого растворителя в жидкости составляет предпочтительно примерно от 1% масс. до примерно 10% масс., более предпочтительно между 3 и 5% масс. Более предпочтительно кетонный растворитель может присутствовать в количестве от 40% масс. до примерно 50% масс.; существенно водорастворимый спирт может присутствовать в количестве, находящемся в диапазоне от примерно 20% масс. до примерно 30% масс.; и существенно водо-/нефтерастворимый сложный эфир может присутствовать в количестве, находящемся в диапазоне от примерно 20% масс. до примерно 30% масс., каждое содержание рассчитано на основе общей массы растворителя в жидкости.

Поверхностно-активное вещество может быть любым поверхностно-активным веществом, известным в области техники, и может быть неионогенным, катионогенным, анионогенным, цвиттер-ионным. Предпочтительно, поверхностно-активное вещество является неионогенным или анионогенным для иллитовых пластов песчаника. Еще более предпочтительно поверхностно-активное вещество является анионогенным, если иллитовый пласт является пластом песчаника. Если иллитовый пласт является карбонатным пластом, поверхностно-активное вещество является предпочтительно неионогенным или катионогенным, еще более предпочтительно катионогенным.

Неионогенное поверхностно-активное вещество настоящей композиции предпочтительно выбирают из группы, состоящей из алканоламидов, алкоксилированных спиртов, алкоксилированных аминов, аминоксидов, алкоксилированных амидов, алкоксилированных жирных кислот, алкоксилированных жирных аминов, алкоксилированных алкиламинов (например, кокоалкил амин этоксилат), аралкил полиэтоксилатов, лецитина, гидроксилированного лецитина, сложных эфиров жирных кислот, сложных эфиров глицерина и их этоксилатов, сложных эфиров гликоля и их этоксилатов, сложных эфиров пропиленгликоля, сорбитана, этоксилированного сорбитана, полигликозидов и тому подобного, и их смесей. Алкоксилированные спирты, предпочтительно этоксилированные спирты, необязательно в сочетании с (алкил) полигликозидами, являются наиболее предпочтительными неионогенными поверхностно-активными веществами.

Анионогенные (иногда цвиттер-ионные, когда два заряда объединены в одном соединении) поверхностно-активные вещества могут содержать любое колличество различных соединений, включая сульфонаты, гидролизованный кератин, сульфосукцинаты, таураты, бетаины, модифицированные бетаины, алкиламидобетаины (например, кокамидопропилбетаин).

Катионогенные поверхностно-активные вещества могут содержать соединения четвертичного аммония (например, талловый триметиламмония хлорид, кокосовый триметиламмония хлорид), их производные и их сочетания.

Примеры поверхностно-активных веществ, которые являются также пенообразователями, которые могут применяться для вспенивания и стабилизации обрабатывающих жидкостей данного изобретения, включают без ограничения бетаины, аминоксиды, сульфонаты метилового эфира, алкиламидобетаины, например кокамидопропилбетаин, сульфонат альфа-олефина, талловый триметиламмония хлорид, C8-C22 алкил-этоксилат сульфаты и кокосовый триметиламмония хлорид.

Подходящие поверхностно-активные вещества можно использовать в жидкой или порошкообразной форме.

При использовании поверхностно-активные вещества могут присутствовать в жидкости в количестве, достаточном для предотвращения несовместимости с пластовыми жидкостями, другими обрабатывающими жидкостями или скважинными флюидами при температуре пласта.

В варианте осуществления, в котором используют жидкие поверхностно-активные вещества, поверхностно-активные вещества обычно присутствуют в количествах в диапазоне от примерно 0,01% до примерно 5,0% относительно объема жидкости.

В одном варианте осуществления жидкие поверхностно-активные вещества присутствуют в количестве в диапазоне от примерно 0,1% до примерно 2,0% относительно объема жидкости, более предпочтительно от 0,1 до 1 об.%.

В вариантах осуществления, в которых используют порошковые поверхностно-активные вещества, поверхностно-активные вещества могут присутствовать в количестве в диапазоне от примерно 0,001% до примерно 0,5% относительно массы жидкости.

Противошламовый реагент может быть выбран из группы минеральных и/или органических кислот, использующихся для стимулирования углеводородсодержащих пластов песчаника. Функция кислоты заключается в растворении кислоторастворимых веществ, с тем чтобы очистить или расширить проточные каналы пласта, ведущие к стволу скважины, что позволяет большему количеству нефти или газа поступать в ствол скважины.

Проблемы вызывает взаимодействие кислоты для стимуляции (обычно концентрированной, 20-28%) и некоторых сырых нефтей (например, асфальтовых нефтей) в пласте с образованием шлама. Исследования взаимодействия между шламообразующими сырыми нефтями и вводимой кислотой показывают, что постоянные твердые вещества формируются на границе кислота-нефть, когда значения pH водной фазы находятся ниже примерно 4. Пленок не наблюдают для не образующих шлама сырых нефтей с кислотой.

Этот шлам обычно представляет продукты реакции, образующиеся при взаимодействии кислоты и высокомолекулярных углеводородов, таких как асфальтены, смолы и т.д.

Способы предотвращения или регулирования образования шлама с сопутствующими им проблемами прохождения потока в ходе кислотной обработки содержащих сырую нефть пластов включают добавление «противошламовых» реагентов для предотвращения или уменьшения скорости образования шлама сырой нефти, эти противошламовые реагенты стабилизируют эмульсию кислота-нефть и содержат алкилфенолы, жирные кислоты и анионогенные поверхностно-активные вещества. Часто в качестве поверхностно-активного вещества используют смесь производного сульфоновой кислоты и диспергирующего поверхностно-активного вещества в растворителе. Такая смесь обычно содержит додецилбензолсульфоновую кислоту (DDBSA) или ее соль в качестве основного дисперсанта, т.е. противошламного компонента.

Жидкости-носители являются водными растворами, которые в определенных вариантах осуществления содержат кислоту Брэнстеда для поддержания pH в желаемом диапазоне и/или содержат неорганическую соль, предпочтительно NaCl или KCl.

Ингибиторы коррозии могут быть выбраны из группы аминов и соединений четвертичного аммония и соединений серы. Примерами являются диэтилтиомочевина (DETU), которая подходит до температуры 185°F (примерно 85°C), соль алкилпиридиния или алкилхинолиния, например додецил-пиридиний бромид (DDPB), и соединения серы, например тиомочевина или тиоцианат аммония, которые используют в диапазоне 203-302°F (примерно 95-150°C), бензотриазол (BZT), бензимидазол (BZI), дибутилтиомочевина, запатентованный ингибитор, называемый TIA, и алкилпиридины.

В целом, наиболее удачные ингибиторные составы для органических кислот и хелатирующих агентов содержат амины, соединения восстановленной серы или сочетания азотного соединения (аминов, четвертичных или полифункциональных аммониевых соединений) и соединения серы. Содержание ингибитора коррозии предпочтительно составляет от 0,1 до 2 об.%, более предпочтительно от 0,1 до 1 об.% от общего количества жидкости.

Могут добавляться один или несколько усилителей действия ингибитора коррозии, как, например, муравьиная кислота, иодид калия, хлорид сурьмы или иодид меди.

Одна или несколько солей могут применяться в качестве реологических модификаторов для изменения реологических свойств (например, вязкости и эластичных свойств) обрабатывающих жидкостей. Эти соли могут быть органическими или неорганическими.

Примеры подходящих органических солей включают без ограничения ароматические сульфонаты и карбоксилаты (например, п-толуолсульфонат и нафталинсульфонат), гидроксинафталинкарбоксилаты, салицилаты, фталаты, хлорбензойную кислоту, фталевую кислоту, 5-гидрокси-1-нафтойную кислоту, 6-гидрокси-1-нафтойную кислоту, 7-гидрокси-1-нафтойную кислоту, 1-гидрокси-2-нафтойную кислоту, 3-гидрокси-2-нафтойную кислоту, 5-гидрокси-2-нафтойную кислоту, 7-гидрокси-2-нафтойную кислоту, 1,3-дигидрокси-2-нафтойную кислоту, 3,4-дихлорбензоат, гидрохлорид триметиламмония и хлорид тетраметиламмония.

Примеры подходящих неорганических солей включают водорастворимые соли калия, натрия и галоидные соли аммония (такие как хлорид калия и хлорид аммония), хлорид кальция, бромид кальция, хлорид магния, формиат натрия, формиат калия, формиат цезия и галоидные соли цинка. Смесь солей также можно использовать, но следует отметить, что предпочтительно хлоридные соли смешивать с хлоридными солями, бромидные соли с бромидными солями и соли муравьиной кислоты с солями муравьиной кислоты.

Смачивающие вещества, которые могут подходить для использования в данном изобретении, включают сырое талловое масло, окисленное сырое талловое масло, поверхностно-активные вещества, органические фосфатные сложные эфиры, модифицированные имидазолины и амидоамины, алкилароматические сульфаты и сульфонаты и т.п., и сочетания или производные этих и аналогичных таких соединений, которые должны быть хорошо известны специалисту.

Вспенивающий газ может быть воздухом, азотом или углекислым газом. Азот является предпочтительным.

Гелеобразователи в предпочтительном варианте осуществления являются полимерными гелеобразователями.

Примеры обычно используемых полимерных гелеобразователей включают без ограничения биополимеры, полисахариды, такие как гуаровые смолы и их производные, производные целлюлозы, синтетические полимеры, такие как полиакриламиды и вязкоупругие поверхностно-активные вещества и тому подобное. Данные гелеобразователи при гидратировании и в достаточной концентрации способны сформировать вязкий раствор.

При приготовлении обрабатывающей жидкости на водной основе гелеобразователь смешивают с жидкостью на водной основе и растворимые части гелеобразователя растворяют в жидкости на водной основе, тем самым повышая вязкость жидкости.

Загустители могут включать природные полимеры и производные, такие как ксантановая смола и гидроксиэтилцеллюлоза (HEC) или синтетические полимеры и олигомеры, такие как как поли(этиленгликоль) [PEG], поли(диаллиламин), поли(акриламид), поли(аминометилпропилсульфонат) [AMPS полимер], поли(акрилонитрил), поли(винилацетат), поливиниловый спирт, поли(виниламин), поли(винилсульфонат), поли(стиролсульфонат), поли(акрилат), поли(метилакрилат), поли(метакрилат), поли(метилметакрилат), поли( винилпирролидон), поливиниллактам) и co-, тер- и кватерполимеры следующих (со-)мономеров: этилена, бутадиена, изопрена, стирола, дивинилбензола, дивиниламина, 1,4-пентадиен-3-1-(дивинилкетона), 1,6-гептадиен-4-1(диаллилкетона), диаллиламина, этиленгликоля, акриламида, AMPS, акрилонитрила, винилацетата, винилового спирта, виниламина, винилсульфоната, стиролсульфоната, акрилата, метилакрилата, метакрилата, метилметакрилата, винилпирролидона и виниллактама. Еще одни загустители включают загустители на основе глины, особенно лапонита и других микроволокнистых глин, таких как палыгорскиты (аттапульгит и сепиолит). При использовании полимерсодержащих загустителей, загустители можно использовать в количестве до 5% по массе жидкости.

Примеры подходящих насыщенных солевых растворов включают насыщенные растворы бромида кальция, насыщенные растворы бромида цинка, насыщенные растворы хлорида кальция, насыщенные растворы хлорида натрия, насыщенные растворы бромида калия, насыщенные растворы хлорида калия, насыщенные растворы нитрата натрия, насыщенные растворы формиата натрия, насыщенные растворы формиата калия, насыщенные растворы формиата цезия, насыщенные растворы хлорида магния, сульфата натрия, нитрата калия и тому подобное. Смесь солей также можно использовать в насыщенных солевых растворах, но следует отметить, что предпочтительно хлоридные соли смешивать с хлоридными солями, бромидные соли с бромидными солями и соли муравьиной кислоты с солями муравьиной кислоты.

Выбранный насыщенный солевой раствор должен быть совместим с пластом и должен иметь достаточную плотность, чтобы обеспечить соответствующую степень регулирования работы скважины.

Дополнительные соли могут добавляться к источнику воды, например, при получении насыщенного солевого раствора и образующейся в результате обрабатывающей жидкости, чтобы получить желательную плотность.

Количество добавляемой соли должно быть количеством, необходимым для совместимости с пластом, например количеством, необходимым для стабильности глинистых минералов, принимая во внимание температуру кристаллизации насыщенного солевого раствора, например температуру, при которой соль осаждается из насыщенного солевого раствора по мере понижения температуры.

Предпочтительные подходящие насыщенные солевые растворы могут включать морскую воду и/или минерализованные пластовые воды.

Необязательно соли могут быть включены в жидкости настоящего изобретения для многих целей, в том числе для целей, относящихся к совместимости жидкости с пластом и пластовыми жидкостями.

Чтобы определить, может ли соль выгодно использоваться для целей совместимости, можно провести испытание на совместимость для обнаружения потенциальных проблем совместимости.

Из таких испытаний специалист, с преимуществом настоящего изобретения, сможет определить, стоит ли включать соль в обрабатывающую жидкость настоящего изобретения.

Подходящие соли включают без ограничения хлорид кальция, хлорид натрия, хлорид магния, хлорид калия, бромид натрия, бромид калия, хлорид аммония, формиат натрия, формиат калия, формиат цезия и тому подобное. Смесь солей также можно использовать, но следует отметить, что предпочтительно хлоридные соли смешивать с хлоридными солями, бромидные соли с бромидными солями и соли муравьиной кислоты с солями муравьиной кислоты.

Количество добавляемой соли должно быть количеством, необходимым для требуемой плотности для совместимости с пластом, например количеством, необходимым для устойчивости глинистых минералов, принимая во внимание температуру кристаллизации насыщенного солевого раствора, например температуру, при которой соль осаждается из насыщенного солевого раствора по мере понижения температуры.

Соль также может включаться для увеличения вязкости жидкости и ее стабилизации, особенно при температурах выше 180°F (примерно 82°C).

Примерами подходящих добавок для регулирования pH, которые необязательно могут включаться в обрабатывающие жидкости настоящего изобретения, являются кислотные композиции и/или основания.

Добавка для регулирования pH может оказаться необходимой для поддержания pH обрабатывающей жидкости на желаемом уровне, например, для повышения эффективности некоторых разжижителей и для уменьшения коррозии любых металлов, присутствующих в стволе скважины или пласте и т.д.

Специалист с преимуществом настоящего изобретения сможет определить подходящий pH для конкретного практического применения.

В одном варианте осуществления добавка для регулирования pH может быть кислотной композицией.

Примеры подходящих кислотных композиций могут включать кислоту, кислотообразующее соединение и их сочетания.

Любая известная кислота может подходить для использования с обрабатывающими жидкостями настоящего изобретения.

Примеры кислот, которые могут подходить для использования в настоящем изобретении включают без ограничения органические кислоты (например, муравьиную кислоту, уксусную кислоту, угольную кислоту, лимонную кислоту, гликолевую кислоту, молочную кислоту, этилендиаминтетрауксусную кислоту («EDTA»), гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусную кислоту («HEDTA») и тому подобное), неорганические кислоты (например, соляную кислоту, фтористоводородную кислоту, фосфоновую кислоту, п-толуол сульфокислоту и т.п.), и их сочетания. Предпочтительными кислотами являются HCl (в количестве, совместимом с содержанием иллита) и органические кислоты.

Примеры кислотообразующих соединений, которые могут подходить для использования в настоящем изобретении, включают без ограничения сложные эфиры, алифатические сложные полиэфиры, сложные ортоэфиры, которые также могут быть известны как ортоэфиры, сложные поли(ортоэфиры), которые могут также быть известны как поли(ортоэфиры), поли(лактиды), поли(гликолиды), поли(эпсилон-капролактоны), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды) или их сополимеры. Также могут подходить производные и сочетания.

Используемый в настоящем документе термин «сополимер» не ограничивается сочетанием двух полимеров, но включает в себя любое сочетание полимеров, например, терполимеры и тому подобное.

Другие подходящие кислотообразующие соединения включают: сложные эфиры, включающие без ограничения моноформиат этиленгликоля, диформиат этиленгликоля, диформиат диэтиленгликоля, глицерилмоноформиат, глицерилдиформиат, глицерилтриформиат, диформиат метиленгликоля и сложные формиатные эфиры пентаэритрита.

Добавка для регулирования pH также может содержать основание для повышения pH жидкости. Как правило, основание может использоваться для повышения рН смеси до значения, большего или равного примерно 7.

Поддержание уровня pH около или выше 7 может оказывать положительное воздействие на используемый выбранный разжижитель и может также замедлять коррозию любых металлов, присутствующих в стволе скважины или пласте, таких как система труб, сетчатые фильтры и т.д.

Кроме того, значения pH более 7 также могут придавать большую стабильность вязкости обрабатывающей жидкости, тем самым повышая период времени, в котором вязкость может сохраняться.

Это может быть полезно для некоторых применений, таких как долгосрочное регулирование работы скважины и при отклонении потока.

Любое известное основание, которое совместимо с гелеобразователями настоящего изобретения, может использоваться в жидкостях настоящего изобретения.

Примеры подходящих оснований включают без ограничения гидроксид натрия, карбонат калия, гидроксид калия, карбонат натрия и бикарбонат натрия.

Специалист с преимуществом настоящего изобретения сможет определить подходящие основания, которые могут быть использованы для достижения требуемого повышения pH.

В некоторых вариантах осуществления обрабатывающая жидкость необязательно может содержать дополнительный хелатирующий агент.

При добавлении в жидкости настоящего изобретения хелатирующий агент может хелатировать любое растворенное железо (или другой двухвалентный или трехвалентный катион), которые могут присутствовать в жидкости на водной основе, и предотвращать возникновение любых нежелательных реакций. Такой хелатирующий агент может, например, предотвращать сшивание таких ионов с молекулами гелеобразующего агента.

Такое сшивание может быть проблематичным, потому что, в числе прочего, оно может вызывать фильтрационные проблемы, проблемы закачивания и/или снова вызывать проблемы проницаемости.

Любой подходящий хелатирующий агент может использоваться в настоящем изобретении.

Примеры подходящих хелатирующих агентов включают без ограничения лимонную кислоту, нитрилотриуксусную кислоту («NTA»), любую форму этилендиаминтетрауксусной кислоты («EDTA»), гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусную кислоту («HEDTA»), диэтилентриаминпентауксусную кислоту («DTPA»), пропилендиаминтетрауксусную кислоту («PDTA»), этилендиамин-N,N”-ди(гидроксифенилуксусную) кислоту («EDDHA»), этилендиамин-N,N”-ди-(гидроксиметилфенилуксусную) кислоту («EDDHMA»), этанолдиглицин («EDG»), транс-1,2-циклогексилендинитрилотетрауксусную кислоту («CDTA»), глюкогептоновую кислоту, глюконовую кислоту, цитрат натрия, фосфоновую кислоту, их соли и тому подобное.

В некоторых вариантах осуществления хелатирующий агент может быть солью натрия или калия. Как правило, хелатирующий агент может присутствовать в количестве, достаточном для предотвращения нежелательных побочных эффектов двухвалентных или трехвалентных катионов, которые могут присутствовать, и, таким образом, функционирует также как ингибитор образования отложений.

Специалист с преимуществом настоящего изобретения сможет определить подходящую концентрацию хелатирующего агента для конкретного практического применения.

В некоторых вариантах осуществления жидкости настоящего изобретения могут содержать бактерициды или биоциды, в числе прочего для защиты подземного пласта, а также жидкости от агрессивного воздействия бактерий. Такое воздействие может оказаться проблематичным, поскольку оно может понижать вязкость жидкости, приводя к неудовлетворительным рабочим характеристикам, например, таким, как худшие свойства песчаной суспензии.

Подходят любые бактерициды, известные в области техники. Биоциды и бактерициды, защищающие от бактерий, которые могут разрушать GLDA или сульфаты, являются предпочтительными.

Специалист с преимуществом настоящего изобретения сможет определить подходящий бактерицид и подходящую концентрацию этого бактерицида для данного практического применения.

Примеры подходящих бактерицидов и/или биоцидов включают без ограничения феноксиэтанол, этилгексилглицерин, бензиловый спирт, метилхлороизотиазолинон, метилизотиазолинон, метилпарабен, этилпарабен, пропиленгликоль, бронопол, бензойную кислоту, имидазолинидилмочевину, 2,2-дибром-3-нитрилопропионамид и 2-бром-2-нитро-1,3-пропандиол. В одном варианте осуществления бактерициды присутствуют в жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,001% до примерно 1,0% по массе от жидкости.

Жидкости настоящего изобретения также могут содержать разжижители, способные снижать вязкость жидкости в необходимое время.

Примеры таких подходящих разжижителей для жидкостей настоящего изобретения включают без ограничения окислители, такие как хлориты натрия, бромат натрия, гипохлориты, пербораты, персульфаты и пероксиды, в том числе органические пероксиды. Другие подходящие разжижители включают без ограничения подходящие кислоты и пероксидные разжижители, триэтаноламин, а также ферменты, которые могут быть эффективны при разжижении. Разжижители можно использовать как есть или инкапсулированными.

Примеры подходящих кислот могут включать без ограничения соляную кислоту, фтористоводородную кислоту, муравьиную кислоту, уксусную кислоту, лимонную кислоту, молочную кислоту, гликолевую кислоту и т.д.

Разжижитель может быть включен в обрабатывающую жидкость по настоящему изобретению в количестве и форме, достаточных для достижения требуемого понижения вязкости за требуемое время.

При необходимости разжижитель может быть составлен для обеспечения отсроченного разжижения.

Жидкости настоящего изобретения также могут содержать подходящие добавки для снижения водоотдачи. Такие добавки для снижения водоотдачи могут быть особенно полезны, когда жидкость настоящего изобретения применяют в условиях осуществления гидроразрыва, или в жидкости, используемой для изоляции пласта от проникновения жидкости из ствола скважины.

Любой понизитель водоотдачи, который совместим с жидкостями настоящего изобретения, подходит для использования в настоящем изобретении.

Примеры включают без ограничения крахмалы, кварцевую муку, пузырьки газа (аэрированную жидкость или пену), бензойную кислоту, мыла, твердые частицы смол, модификаторы относительной проницаемости, разлагаемые гелевые частицы, дизельное топливо или другие углеводороды, диспергированные в жидкости, и другие несмешивающиеся жидкости.

Другой пример подходящей добавки для снижения водоотдачи включает поддающийся разложению материал.

Подходящие примеры поддающихся разложению материалов включают полисахариды, такие как декстран или целлюлоза; хитины; хитозаны; белки; алифатические полиэфиры; поли(лактиды); поли(гликолиды); поли(гликолид-ко-лактиды); поли(эпсилон-капролактоны); поли(3-гидроксибутираты); поли(3-гидроксибутират-ко-гидроксивалераты); поли(ангидриды); алифатические поли(карбонаты); поли(ортоэфиры); поли(аминокислоты); поли(этиленоксиды); поли(фосфазены); их производные или сочетания.

В некоторых вариантах осуществления добавку для снижения водоотдачи могут включать в количестве от примерно 5 до примерно 2000 фунт/Мгал (примерно от 600 до примерно 240000 г/Мл) жидкости.

В некоторых вариантах осуществления добавку для снижения водоотдачи могут включать в количестве от примерно 10 до примерно 50 фунт/Мгал (примерно от 1200 до примерно 6000 г/Мл) жидкости.

В некоторых вариантах осуществления в жидкости настоящего изобретения необязательно может быть включен стабилизатор.

Особенно полезно включать стабилизатор, если выбранная жидкость испытывает ухудшение вязкости.

Один из примеров ситуации, когда стабилизатор может быть полезным, - когда температура на забое скважины (BHT) достаточна для разжижения жидкости сама по себе, без применения разжижителя.

Подходящие стабилизаторы включают без ограничения тиосульфат натрия, метанол и соли, такие как соли муравьиной кислоты и хлориды калия или натрия.

Такие стабилизаторы могут быть полезны, когда жидкости настоящего изобретения применяют в подземном пласте, имеющем температуру выше примерно 200°F (примерно 93°C). В случае применения стабилизатор можно добавлять в количестве от примерно 1 до примерно 50 фунт/Мгал (примерно от 120 до примерно 6000 г/Мл) жидкости.

Ингибиторы образования отложений могут быть добавлены в жидкости настоящего изобретения, например, когда такие жидкости не особенно совместимы с пластовыми водами того пласта, в котором их используют.

Данные ингибиторы образования отложений могут содержать водорастворимые органические молекулы с карбоновой кислотой, аспарагиновой кислотой, малеиновой кислотой, сульфокислотой, фосфоновой кислотой, и группами фосфатных эфиров, включающих сополимеры, тер-полимеры, привитые сополимеры, и их производные.

Примеры таких соединений включают алифатические фосфоновые кислоты, такие как диэтилентриаминпента(метиленфосфонат), и полимерные соединения, такие как поливинилсульфонат.

Ингибитор образования отложений может быть в виде свободной кислоты, но предпочтительно находится в виде солей моно- и поливалентных катионов, таких как Na, K, Al, Fe, Ca, Mg, NH4. Любой ингибитор образования отложений, который совместим с жидкостью, в которой он будет использован, подходит для использования в настоящем изобретении.

Подходящие количества ингибиторов образования отложений, которые могут быть включены в жидкости настоящего изобретения, могут находиться в диапазоне от примерно 0,05 до 100 галлонов на примерно 1000 галлонов (т.е. от 0,05 до 100 л на 1000 л) жидкости.

Любые твердые частицы, такие как проппант, гравий, которые обычно используются при подземных работах в пластах песчаника, могут использоваться в настоящем изобретении (например, песок, гравий, боксит, керамические материалы, материалы из стекла, дерева, растительные материалы, ореховая скорлупа, кожура хлопковых семян, цемент, зольная пыль, волокнистые материалы, композитные твердые частицы, полые сферы и/или пористый проппант).

Следует понимать, что используемый в настоящем описании термин «твердая частица» включает в себя все известные формы материалов, в том числе существенно сферические материалы, продолговатые, волокноподобные, эллипсоидные, стержнеобразные, многоугольные материалы (такие как кубические материалы), их смеси, их производные и тому подобное.

В некоторых вариантах осуществления покрытые пленками твердые частицы могут подходить для использования в обрабатывающих жидкостях настоящего изобретения. Следует отметить, что многие твердые частицы также выступают в качестве добавок для избирательной закупорки. Дополнительные добавки для избирательной закупорки являются вязкоупругими поверхностно-активными веществами и in situ желатинизированными жидкостями.

Поглотители кислорода могут быть необходимы для повышения термостойкости GLDA. Их примерами являются сульфиты и эриторбаты.

Понизители трения могут добавляться в количестве до 0,2 об.%. Подходящими примерами являются вязкоупругие поверхностно-активные вещества и высокомолекулярные полимеры.

Сшиватели могут быть выбраны из группы многовалентных катионов, которые могут сшивать полимеры, таких как Al, Fe, B, Ti, Cr и Zr, или органических сшивателей, таких как полиэтиленамиды, формальдегид.

Подходящими нейтрализаторами сульфидов могут быть альдегиды или кетоны.

Вязкоупругие поверхностно-активные вещества могут быть выбраны из группы аминоксидов или поверхностно-активных веществ на основе карбоксила бутана.

Высокотемпературные варианты применения могут использовать преимущество присутствия поглотителя кислорода в количестве менее примерно 2 об.% от раствора.

В то же время жидкости можно использовать при повышенном давлении. Часто жидкости закачивают в пласт под давлением. Предпочтительно, применяемое давление находится ниже давления гидроразрыва, т.е. давления, при котором конкретный пласт подвержен гидроразрыву. Давление гидроразрыва может сильно меняться в зависимости от обрабатываемого пласта, но хорошо известно специалисту в данной области техники.

В способе изобретения жидкость может быть вытеснена обратно из пласта. Еще более предпочтительно рециркулирование (части) раствора.

Следует понимать, однако, что GLDA, будучи биоразлагаемым хелатирующим агентом, не будет поступать обратно полностью и поэтому не подлежит повторному использованию в полном объеме.

Изобретение далее поясняется нижеследующими примерами.

Примеры

Общая методика проведения испытаний по заводнению керна

На фиг.1 показана принципиальная схема установки для экспериментального заводнения керна. Для каждого испытания заводнения керна использовали новый образец керна диаметром 1,5 дюйма (3,81 см) и длиной 6 или 20 дюймов (15,24 или 50,8 см). Керны помещали в кернодержатель и использовали сжимаемые герметизирующие уплотнители для предотвращения любых протечек между держателем и керном.

Ручной гидравлический насос Enerpac использовали для прокачивания насыщенного солевого раствора или исследуемой жидкости через керн и применения необходимого давления нагрузки. Температуру предварительно нагретых исследуемых жидкостей контролировали с помощью компактного настольного термоконтроллера серии CSC32, с разрешением 0,1° и с точностью до ±0,25% от полной шкалы ±1°C. В нем используется термопара типа K и два выхода (5 A 120 Vac SSR). Для удержания СО2 в растворе применили противодавление 1000 фунт/кв. дюйм (6,89×106 Па).

Противодавление регулировали регулятором противодавления Mity-Mite, модель S91-W, и сохраняли неизменным, на 300-400 фунт/кв. дюйм (2,07×106 Па-2,76×106 Па) меньше давления нагрузки. Перепад давления вдоль керна измеряли комплектом датчиков перепада давления FOXBORO, модели IDP10-A26E21F-M1, и контролировали с помощью программного обеспечения LabVIEW. Использовали два датчика, установленные с диапазонами 0-300 фунт/кв. дюйм (0-2,07×106 Па) и 0-1500 фунт/кв. дюйм (0-1,03×107 Па) соответственно.

Перед проведением испытания по заводнению керна с песчаником или карбонатом керн сначала высушивали в печи при температуре 300°F (149°С) или 250°F (121°С) и взвешивали. Впоследствии керн песчаника насыщали 5% масс. насыщенного солевого раствора NaCl при давлении нагрузки 2000 фунт/кв. дюйм (1,38×107 Па) и противодавлении 1000 фунт/кв. дюйм (6,89×106 Па), тогда как карбонатный керн насыщали водой при давлении нагрузки 1500 фунт/кв.дюйм (1,03×107 Па) и противодавлении 500 фунт/кв.дюйм (3,45×106 Па). Объем пор рассчитывали по разности масс сухого и насыщенного керна, деленной на плотность солевого раствора.

Проницаемость керна до и после обработки рассчитывали исходя из перепада давления, используя уравнение Дарси для ламинарного, линейного и установившегося потока ньютоновской жидкости в пористой среде:

K=(122,81qμL)/(ΔpD2)

где K - проницаемость керна, мД, q - скорость потока, см3/мин, μ - вязкость жидкости, сП, L- длина керна, дюйм, Δp - перепад давления вдоль длины керна, фунт/кв. дюйм, и D - диаметр керна, дюйм.

До проведения испытаний по заводнению керна керны предварительно нагревали до требуемой температуры испытания в течение по меньшей мере 3 часов.

В примерах растворы 15% масс. HCl и HEDTA, MGDA и GLDA (все по 0,6М и имеющие pH около 4) испытывали на кернах песчаников Berea, Bandera, Kentucky и Scioto для определения действенности данных хелатирующих агентов в кернах песчаников при 300°F (примерно 149°C) и 5 см3/мин. HEDTA и GLDA получали от AkzoNobel Functional Chemicals BV. MGDA получали от BASF Corporation.

Ниже в таблице 1 приведен минералогический состав пластов песчаника.

Таблица 1
Минералогический состав различных кернов песчаника
Минерал Berea Bandera Kentucky Scioto
Кварц 87 57 66 70
Доломит 1 16 - -
Кальцит 2 - - -
Полевой шпат 3 - 2 2
Каолинит 5 3 следы следы
Иллит 1 10 14 18
Хлорит 2 1 - 4
Плагиоклаз - 12 17 5

Пример 1

Стимулирование песчаника Berea растворами HCl, GLDA, MGDA и HEDTA.

На фиг.2 представлен нормированный перепад давления вдоль керна для 0,6M HEDTA (pH=4), 0,6M MGDA (pH=4), 0,6M GLDA (pH=4) при 300°F (примерно 149°С) и 5 см3/мин при использовании кернов песчаника Berea. HEDTA и GLDA имеют практически одинаковый тренд. После закачивания 2 PV (объемов пор) GLDA оказалась более совместима, чем HEDTA (предполагают, что существует некоторое перемещение мелких частиц в этой фазе при использовании HEDTA), и после закачивания 5 PV нормированный перепад давления был одинаковым для двух хелатирующих агентов. MGDA демонстрирует другое поведение. Не было отмечено никакого увеличения давления, что указывает, что вязкость не увеличивалась из-за растворения компонентов породы и что не было никакого взаимодействия с иллитом. На основе этих результатов можно заключить, что HEDTA, MGDA и GLDA при pH 4 совместимы с керном песчаника Berea.

На фиг.3 представлено отношение проницаемостей (конечная проницаемость керна/начальная проницаемость керна) для 15% масс. HCl, для 0,6M HEDTA, 0,6 M MGDA и 0,6M GLDA при pH 4 в песчанике Berea. Отношение проницаемостей составляло 1,74 для GLDA, 1,24 для HEDTA и 0,9 для HCl и MGDA, демонстрируя повышенную действенность GLDA над HEDTA, MGDA и HCl при стимулировании кернов песчаника Berea при низких значениях pH.

Пример 2

Стимулирование кернов песчаника Bandera растворами HCl, HEDTA, MGDA и GLDA.

На фиг.4 представлено отношение проницаемостей (конечная проницаемость керна/начальная проницаемость керна) для 15% масс. HCl и для 0,6M HEDTA, 0,6M MGDA и 0,6M GLDA при pH 4 в песчанике Bandera. Отношение проницаемостей для GLDA составляло 1,96, для HEDTA - 1,17, для MGDA - 1,0 и для HCl - только 0,18. GLDA растворяла определенно больше кальция, чем HEDTA или MGDA при pH 4, и повышала проницаемость керна Bandera в большей степени, чем HEDTA или MGDA. Было определенно установлено, что HCl вызывает повреждение керна песчаника Bandera из-за глины, оказывающейся неустойчивой в HCl в условиях реакции.

Таким образом, GLDA при низких значениях pH (4) действует лучше, чем HEDTA или MGDA в обоих кернах песчаников Berea и Bandera при 300°F (примерно 149°C). GLDA при pH 4 повышало проницаемость керна в 1,4 раза больше, чем HEDTA в кернах песчаника Berea, и в 1,7 раза больше в случае кернов песчаника Bandera. MGDA вызывала повреждение пласта в песчанике Berea и ни улучшала, ни вызывала повреждение песчаника Bandera, что указывает на то, что GLDA является более подходящим хелатирующим агентом для стимулирования кернов песчаника, чем HEDTA или MGDA. Результаты по проницаемости, полученные для HCl, оказались еще хуже, чем результаты для HEDTA или MGDA. Был сделан вывод, что в кернах песчаника GLDA действует гораздо лучше, чем HCl, а также лучше, чем HEDTA или MGDA.

Пример 3

Стимулирование кернов песчаника с возрастающим содержанием иллита растворами GLDA

На фиг.5 представлено отношение проницаемостей (конечная проницаемость керна/начальная проницаемость керна) для 0,6M GLDA при pH 4 в песчаниках с возрастающим содержанием иллита. Отношения проницаемостей для всех четырех кернов песчаников находятся между 1,60 и 1,96, даже когда содержание иллита составляет 18% как в песчанике Kentucky. Это последовательное увеличение проницаемости ясно демонстрирует, что GLDA чрезвычайно совместима с иллитом, и результаты, как представляется, зависят только от количества растворимого GLDA материала в песчанике.

Пример 4

Пример 2 повторили с новыми кернами песчаника Bandera, взятыми из другого источника породы. Поскольку порода является природным материалом, состав отличается от протестированных ранее кернов Bandera, т.е. количество GLDA-растворимого материала оказалось несколько выше для песчаника Bandera, протестированного в примерах 2 и 3. В результате конкретные числа для отношения проницаемостей отличаются от чисел в примерах, представленных ранее. Результаты представлены на фиг.6 и ясно демонстрируют, что GLDA значительно улучшает проницаемость песчаника Bandera в широком диапазоне температурных условий и рН. Лучшие результаты были получены при низких pH, т.е. pH=4.

Пример 5

Пример 2 повторяют с иллитсодержащими карбонатными кернами и жидкостями, которые в дополнение к 0,6M GLDA при pH=4 также содержат катионогенное поверхностно-активное вещество (0,2 об.% Arquad C-35), и жидкостями, которые в дополнение к 0,6M GLDA при pH=4 также содержат как катионогенное поверхностно-активное вещество (0,2 об.% Arquad C-35), так и ингибитор коррозии (0,1 об.% Armohib 31). Катионогенное поверхностно-активное вещество, Arquad C-35, состоит из 35% кокосового триметиламоний хлорида и воды. Armohib 31 представляет собой группу широко используемых ингибиторов коррозии в нефтегазовой промышленности и состоит из солей алкоксилированных жирных аминов, алкоксилированной органической кислоты и Ν,Ν'-дибутилтиомочевины. Ингибитор коррозии и катионогенное поверхностно-активное вещество доступны от AkzoNobel Surface Chemistry. Проницаемость керна карбонатов демонстрирует улучшение после обработки керна GLDA и катионогенным поверхностно-активным веществом по сравнению с обработкой только одной GLDA. Отношение проницаемостей является даже более высоким после обработки комбинацией GLDA плюс катионогенное поверхностно-активное вещество и ингибитор коррозии, демонстрируя синергическое действие для сочетания этих трех компонентов. В заключение необходимо отметить, что комбинация GLDA плюс катионогенное поверхностно-активное вещество и ингибитор коррозии дает лучший результат по проницаемости и, следовательно, продуктивности нефтяной или газовой скважины, в то же время она одновременно защищает оборудование от коррозии даже при скважинных условиях высокой температуры и давления.

1. Способ обработки иллитсодержащего пласта, включающий введение в пласт жидкости, содержащей глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль (GLDA).

2. Способ обработки иллитсодержащего пласта по п. 1, в котором пласт является иллитсодержащим пластом песчаника.

3. Способ по п. 1 или 2, в котором жидкость содержит между 5 и 30% масс. GLDA относительно общей массы жидкости.

4. Способ по п. 1 или 2, в котором pH находится между 3,5 и 13.

5. Способ по п. 1 или 2, в котором температура находится между 77 и 400°F (примерно 25 и 149°C).

6. Способ по п. 1 или 2, в котором жидкость содержит воду в качестве растворителя.

7. Способ по п. 1 или 2, в котором жидкость, кроме того, содержит дополнительную добавку из группы противошламовых реагентов, поверхностно-активных веществ, ингибиторов коррозии, общих растворителей, усилителей действия ингибитора коррозии, пенообразователей, загустителей, смачивающих веществ, добавок для избирательной закупорки, поглотителей кислорода, жидкостей-носителей, добавок для снижения водоотдачи, понизителей трения, стабилизаторов, реологических модификаторов, гелеобразователей, ингибиторов образования отложений, разжижителей, солей, насыщенных солевых растворов, добавок для регулирования pH, бактерицидов/биоцидов, твердых частиц, сшивателей, заменителей соли, модификаторов относительной проницаемости, нейтрализаторов сульфидов, волокон, наночастиц и связующих веществ.

8. Способ по п. 7, в котором поверхностно-активное вещество является неионогенным или анионогенным поверхностно-активным веществом и пласт является иллитсодержащим пластом песчаника.

9. Способ по п. 7, в котором поверхностно-активное вещество является неионогенным или катионогенным поверхностно-активным веществом и пласт является иллитсодержащим карбонатным пластом.

10. Способ по п. 7, в котором поверхностно-активное вещество присутствует в количестве от 0,1 до 2 об. % от общего количества жидкости.

11. Способ по п. 7 или 10, в котором ингибитор коррозии присутствует в количестве от 0,1 до 2 об. % от общего количества жидкости.

12. Способ по п. 7 или 10, в котором общий растворитель присутствует в количестве от 1 до 50% масс. от общего количества жидкости.

13. Жидкость для обработки иллитсодержащего пласта, содержащая глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль (GLDA), ингибитор коррозии и поверхностно-активное вещество.

14. Жидкость по п. 13, в которой количество поверхностно-активного вещества составляет от 0 до 2 об. % от общего объема жидкости.

15. Жидкость по п. 13 или 14, в которой количество ингибитора коррозии составляет от 0 до 2 об. % от общего объема жидкости.

16. Жидкость по п. 13 или 14, в которой количество поверхностно-активного вещества составляет 0,1-2 об. % от общего количества жидкости.

17. Жидкость по п. 13 или 14, в которой количество ингибитора коррозии составляет 0,1-2 об. % от общего количества жидкости.

18. Жидкость по п. 13 или 14, подходящая для применения в обработке иллитсодержащего карбонатного пласта, в которой поверхностно-активное вещество является неионогенным или катионогенным поверхностно-активным веществом.

19. Жидкость по п. 13 или 14, подходящая для применения в обработке иллитсодержащего пласта песчаника, в которой поверхностно-активное вещество является неионогенным или анионогенным поверхностно-активным веществом.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки, качества освоения загрязненного продуктивного пласта, надежности.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение производительности скважин и нефтеотдачи нефтесодержащего пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки, увеличение нефтеотдачи, повышение надежности реализации способа.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора. Способ снижения водопритока к скважинам включает выбор добывающей скважины.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной стимуляции карбонатных коллекторов за счет выравнивания скоростей кислотных реакций с различными структурно-генетическими типами известняков, содержащихся в породе продуктивного пласта, создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов в виде червоточины, предотвращения формирования сладж-комплексов, образовавшихся в процессе кислотной стимуляции.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - совместимость состава обработки пласта с пластовыми жидкостями, ингибирование кислотной коррозии, образования эмульсий и смолообразования.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи нефти на 30-50% за счет увеличения площади фильтрации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов с открытым горизонтальным стволом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции водопритока пластовых вод и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение возможности отбора высоковязкой нефти с большим содержанием парафиновых и асфальто-смолистых веществ в высоковязкой нефти, снижение тепловых потерь.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение отбора продукции пласта и коэффициента извлечения нефти по месторождению без больших затрат на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей, экономия растворителя за счет избирательной закачки.

Изобретение относится к извлечению нефти из нефтяного пласта. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте заключается в нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации 0,1-100 мг/л указанной нагнетаемой жидкости и извлечении нефти из пласта.

Изобретение относится к применению биоцидов в нефтяных месторождениях. Способ обработки подземного образования, пронизанного стволом скважины, включающий введение жидкости для обработки скважины, состоящей из как минимум одного инкапсулированного биоцида, выбранного из приведенной группы, где при введении инкапсулированного биоцида и после предварительно определенного периода времени, биоцид высвобождается из инкапсулирующего материала и обрабатывает ствол скважины и подземное образование, жидкость для обработки скважины дополнительно содержит неинкапсулированный биоцид, и инкапсулированному биоциду свойственен такой профиль высвобождения, что инкапсулированный биоцид обеспечивает начальную концентрацию биоцида, способную обеспечить немедленный контроль микробного роста в пределах подземного образования и ствола скважины, и замедленное высвобождение биоцида для долгосрочного контроля микробного роста.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования охвата нефтяных пластов заводнением, и может найти применение при разработке неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяной залежи или при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение производительности скважин и нефтеотдачи нефтесодержащего пласта.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта путем полимерного заводнения. В способе разработки нефтяного пласта, включающем закачку в пласт оторочки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида - ПАА, указанный раствор дополнительно содержит смолу древесную омыленную - СДО при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАА 0,03-0,15, СДО 0,001-0,005, вода минерализацией до 240 г/дм3 остальное.

Группа изобретений относится к ингибированию набухания глин. Технический результат - повышение эффективности ингибирования набухания глин с одновременным снижением опасности для человека и окружающей среды.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной стимуляции карбонатных коллекторов за счет выравнивания скоростей кислотных реакций с различными структурно-генетическими типами известняков, содержащихся в породе продуктивного пласта, создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов в виде червоточины, предотвращения формирования сладж-комплексов, образовавшихся в процессе кислотной стимуляции.

Изобретение относится к области строительства, в частности к способам глушения скважин. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин при сохранении фильтрационно-емкостных свойств коллектора.

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин. Технический результат - улучшение структурно-реологических, ингибирующих, смазывающих, крепящих, антиприхватных и природоохранных свойств бурового раствора для бурения в осложненных условиях.
Наверх