Текучая среда для обслуживания скважин



Текучая среда для обслуживания скважин
Текучая среда для обслуживания скважин
Текучая среда для обслуживания скважин
Текучая среда для обслуживания скважин
Текучая среда для обслуживания скважин
Текучая среда для обслуживания скважин
Текучая среда для обслуживания скважин
Текучая среда для обслуживания скважин
Текучая среда для обслуживания скважин
Текучая среда для обслуживания скважин
Текучая среда для обслуживания скважин
Текучая среда для обслуживания скважин
Текучая среда для обслуживания скважин
Текучая среда для обслуживания скважин

 


Владельцы патента RU 2590914:

БЭЙКЕР ХЬЮЗ ИНКОРПОРЕЙТЕД (US)

Изобретение относится к текучей среде для обслуживания скважин газовых, геотермальных, угольнопластовых метановых или нефтяных месторождений. Способ обслуживания ствола скважины включает: смешивание агента для снижения трения, анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы с образованием вязкоупругого геля на водной основе, введение в ствол скважины текучей среды для обслуживания скважин, содержащей вязкоупругий гель на водной основе, где агент для снижения трения содержит по меньшей мере одно высокомолекулярное полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты, а гель на водной основе содержит анионогенное поверхностно-активное вещество и катионогенное поверхностно-активное вещество и где концентрация агента для снижения трения составляет 0,06 кг/м3 (0,5 фунта/1000 галлонов) или менее в расчете на всю текучую среду для обслуживания скважин. Технический результат - повышение эффективности обработки. 12 з.п. ф-лы, 14 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится, в общем, к текучей среде для обслуживания скважины и, конкретнее, к текучей среде, которая включает вязкоупругий гель и агент для снижения трения.

Уровень техники

Гидравлический разрыв представляет собой общую технологию интенсификации, применяемую для увеличения добычи текучих сред из подземных пластов, например, в нефтяных, газовых, угольнопластовых метановых и геотермальных скважинах. В типичной операции воздействия гидравлическим разрывом разрывающую текучую среду повышенной вязкости закачивают при высоких давлениях и с высокими скоростями в ствол скважины, проникающий в подземный пласт, чтобы инициировать и распространить гидравлический разрыв в пласте. На последующих этапах разрывающую текучую среду повышенной вязкости, содержащую материал в виде частиц, известный как расклинивающий агент, например фракционированный песок, керамические частицы, боксит или покрытый смолой песок, впоследствии типично закачивают в созданный разрыв. Расклинивающий агент осаждается на разрывах, формируя проницаемый барьер из расклинивающего агента. Когда обработка завершена, разрыв замыкается на барьер из расклинивающего агента, который поддерживает разрыв и обеспечивает канал для течения в скважину углеводородов и/или других пластовых текучих сред.

Разрывающая текучая среда обычно представляет собой текучую среду на водной основе, содержащую гелеобразующий агент, например полимерный материал, который абсорбирует воду и образует гель, когда подвергается гидратации. Гелеобразующий агент служит увеличению вязкости разрывающей текучей среды. Повышенная вязкость обеспечивает ряд преимуществ, включающих, среди прочего, улучшение способности текучей среды вызывать распространение разрыва и обеспечение возможности текучей среде суспендировать и переносить эффективные количества расклинивающего агента.

Применение обеспечивающих улучшение течения водных разрывающих текучих сред, в которых используется агент для снижения трения, но обычно не используется увеличитель вязкости, хорошо известно в промышленности. В большинстве случаев агенты для снижения трения, используемые в интенсификации разрыва с применением водного реагента, обеспечивающего улучшение течения, представляют собой высокомолекулярные полиакриламиды в эмульсиях минерального масла. Однако считается, что при концентрациях агента для снижения трения, типично используемых в обеспечивающих улучшение течения водных разрывающих текучих средах, где концентрации типично находятся в диапазоне примерно от 0,5 г/т до 2 г/т, минеральное масло и полиакриламид в эмульсиях могут вызывать накопление остатка полимерной корки, который может повреждать скважинные пласты. По этой причине иногда в обеспечивающие улучшение течения водные разрывающие текучие среды вводят разжижители, чтобы уменьшить размер полимерных цепей и, тем самым, потенциально уменьшить повреждение разрыва и пласта.

Водные разрывающие текучие среды, загущенные вязкоупругими поверхностно-активными веществами (VES), также хорошо известны из уровня техники. VES-загущенные текучие среды широко использовались в качестве разрывающих текучих сред, поскольку они показывают превосходные реологические свойства и в меньшей степени повреждают продуктивный пласт по сравнению с текучими средами на основе сшитых полимеров. Текучие среды VES являются не образующими корку текучими средами и, таким образом, оставляют мало или не оставляют его вовсе потенциально повреждающего остатка полимерной корки. Однако гели вязкоупругих поверхностно-активных веществ не снижают трение при высоких скоростях закачки, поскольку мицеллярная структура гелей разрушается при высоких скоростях сдвига.

Поддержание желаемой вязкости гелей может иметь преимущества, такие как эффективная минимизация эрозии из-за абразии между скважинным оборудованием и расклинивающим агентом. Эрозия или абразия могут приводить к повреждению насосного оборудования и/или скважинных труб, которые бомбардируются расклинивающим агентом при высоких скоростях потока. Дополнительно, керамический расклинивающий агент, часто применяемый в высокотемпературных, сильно замкнутых скважинах, может иметь высокую плотность и проявлять абразивные свойства, что может усугубить данную проблему.

Традиционные агенты для снижения трения на основе полиакриламидной эмульсии также могут вызывать затруднения при добавлении к разрывающим текучим средам на основе холодной воды, требуя длительных периодов времени для гидратации в холодной воде или применения дополнительных поверхностно-активных веществ и/или нагрева, чтобы гидратироваться в пределах желаемого промежутка времени. Дополнительно, традиционные полиакриламидные агенты для снижения трения часто, в общем, не обладают совместимостью для использования с солью и, следовательно, могут не подходить для применения с жесткой водой, рассолами или пластовой водой (водой, которая добывается из скважины и которая обычно имеет высокую общую минерализацию или высокую концентрацию солей).

Таким образом, существует потребность в усовершенствованных текучих средах для обслуживания скважин, которые могут уменьшать или устранять одну или более из обсужденных выше проблем.

Сущность изобретения

Один вариант осуществления настоящего изобретения относится к текучей среде для обслуживания скважин. Рецептура текучей среды для обслуживания скважин составлена с использованием компонентов, включающих агент для снижения трения, содержащий по меньшей мере одно полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты; и анионогенное поверхностно-активное вещество, катионогенное поверхностно-активное вещество и водную основу, способную формировать вязкоупругий гель.

Другой вариант осуществления настоящего изобретения относится к способу получения композиции предварительной смеси для прибавления к текучей среде для обслуживания скважин. Способ включает смешение агента для снижения трения, содержащего по меньшей мере одно полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты; анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы. Смешение происходит в условиях, достаточных для формирования геля на водной основе, включающего растворенный в нем агент для снижения трения.

Другой вариант осуществления настоящего изобретения относится к предварительной смеси. Рецептура предварительной смеси составлена с использованием компонентов, включающих агент для снижения трения, содержащий по меньшей мере одно полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты; и анионогенное поверхностно-активное вещество, катионогенное поверхностно-активное вещество и водную основу, способную формировать вязкоупругий гель.

Еще один другой вариант осуществления настоящего изобретения относится к способу обслуживания ствола скважины. Способ включает формирование текучей среды для обслуживания скважин смешением агента для снижения трения, содержащего по меньшей мере одно полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты; и анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы в условиях, достаточных для формирования геля на водной основе, включающего растворенный в нем агент для снижения трения. Текучая среда для обслуживания ствола скважины может быть введена в ствол скважины.

Установлено, что путем применения полиакриламидного агента для снижения трения вязкоупругих гелей настоящего изобретения может быть реализовано одно или более из следующих преимуществ: уменьшение трения вязкоупругих гелей, сформированных с применением полиакриламидов настоящего изобретения, относительно трения при использовании одних лишь вязкоупругих гелей; уменьшение количества уменьшителя вязкости в разрывающей текучей среде по сравнению с известными разрывающими текучими средами, достигая при этом тем не менее желаемого уменьшения трения; возможность формировать растворы предварительной смеси; формирование текучей среды для обслуживания скважин, которая совместима с рассолами и пластовой водой в дополнение к пресной воде; и возможность поддерживать желаемую вязкость текучей среды для обслуживания скважин для минимизации коррозии и абразии.

Краткое описание чертежей

На Фиг.1-14 показаны данные в виде диаграмм, более полное описание которых дано в примерах, изложенных в настоящей заявке.

В то время как изобретение допускает различные модификации и альтернативные формы, конкретные варианты осуществления проиллюстрированы на примере на чертежах и будут здесь подробно описаны. Однако следует понимать, что данное раскрытие не подразумевается как ограниченное конкретными раскрытыми формами. Напротив, изобретение покрывает все модификации, эквиваленты и альтернативы, входящие в сущность и объем данного изобретения, определяемого прилагаемой формулой изобретения.

Подробное описание

Настоящее изобретение относится к текучей среде для обслуживания скважин для применения, например, в скважинах газовых, геотермальных, угольнопластовых метановых или нефтяных месторождений. Рецептура текучей среды для обслуживания скважин составлена с использованием компонентов, включающих полимерный агент для снижения трения, содержащий по меньшей мере одно полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты; и анионогенное поверхностно-активное вещество, катионогенное поверхностно-активное вещество и водную основу, способную формировать вязкоупругий гель. Необязательно, к текучей среде может быть добавлен расклинивающий агент.

Агент для снижения трения

Агентом для снижения трения может являться любой подходящий полимер, включающий по меньшей мере одно полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, которые могут включать полимерные звенья, производные от акриловой кислоты, или ее солей, или сложных эфиров, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты. Примеры подходящих агентов для снижения трения включают анионогенные, катионогенные и неионогенные полиакриламиды; анионогенные, катионогенные и неионогенные полиакрилаты; анионогенные, катионогенные и неионогенные сополимеры акриламидов и акрилатов; анионогенные, катионогенные и неионогенные сополимеры акриловой кислоты/сульфоновой кислоты; анионогенные, катионогенные и неионогенные гомополимеры малеиновой кислоты и анионогенные, катионогенные и неионогенные сополимеры малеиновой кислоты/акриловой кислоты. Один такой коммерчески доступный агент для снижения трения известен из уровня техники в виде частично гидролизованного полиакриламида (PHPA) с торговым названием ALCOMER® 110RD, который фактически представляет собой сополимер акрилата натрия и акриламида и который доступен от Ciba Specialty Chemicals Corporation. Другим коммерчески доступным полимерным агентом для снижения трения является MAGNAFLOC® 156, который представляет собой анионный полиакриламидный флокулянт, поставляемый в виде свободнотекучих микробусин, доступный от Ciba. Другие примеры включают ZEETAGTM 7888, катионогенный полиакриламид, поставляемый Ciba в виде жидкой дисперсии, и диспергаторы, продаваемые SNF Inc. под торговым названием FLOSPERSETM, включающие гомополимеры акриловой кислоты, такие как FLOSPERSETM 9000, 9500, 10000, 15000; сополимеры акриламид/акриловая кислота, такие как FLOSPERSETM 4000 C; сополимеры акриловая кислота/сульфоновые группы, такие как FLOSPERSETM 9000 SL или FLOSPERSETM 9000 SH; гомополимеры малеиновой кислоты, такие как FLOSPERSETM PMA 2A или FLOSPERSETM PMA 3; сополимеры малеиновая кислота/акриловая кислота, такие как FLOSPERSETM 10030 CM; и акриловая кислота/акриловые сложные эфиры, такие как FLOSPERSETM 3040 CH.

Агент для снижения трения может присутствовать в любой подходящей форме, которая способна к растворению в водном вязкоупругом геле, включая как сухие, так и жидкие формы, такие как порошки и жидкие эмульсии. Обнаружено, что сухие порошки имеют определенные преимущества, включающие легкое растворение в водном геле с формированием предварительной смеси. Дополнительно, сухая порошковая форма может снижать количество нежелательных ингредиентов, которые вводятся в пласт, таких как минеральное масло или другое масло-носитель, которое часто используется в жидких эмульсиях. В одном варианте осуществления текучая среда для обслуживания скважин не включает масла-носителя, такого как минеральное масло.

Концентрация агента для снижения трения может составлять примерно 0,5 фунта/тысячу галлонов или менее в расчете на всю текучую среду для обслуживания скважин. В одном варианте осуществления концентрация агента для снижения трения может находиться в диапазоне от примерно 0,05 фунта/тысячу галлонов до примерно 0,25 фунта/тысячу галлонов, как, например, примерно 0,15 фунта/тысячу галлонов. Соотношения и концентрации вне данных диапазонов также могут быть использованы.

Вязкоупругий гель

Вязкоупругий гель может включать любую подходящую систему на водной основе, сформированную с использованием анионогенного поверхностно-активного вещества и катионогенного поверхностно-активного вещества. Примеры подходящих анионогенных поверхностно-активных веществ включают ксилолсульфонат и его соли, такие как ксилолсульфонат натрия. Примеры подходящих катионогенных поверхностно-активных веществ включают хлорид N,N,N-триметил-1-октадекаммония.

Коммерчески доступная гелевая система на водной основе, которая подходит для применения в рецептурах настоящего изобретения, представляет собой AQUA STARTM, которая доступна от BJ Services Company. Системы AQUA STARTM подробно описаны в патенте США № 6410489, выданном Kewei Zhang с соавторами 25 июня 2002, и патенте США № 6468945, выданном Kewei Zhang с соавторами 22 октября 2002, где раскрытие обоих данных патентов включено в данную заявку путем ссылки во всей полноте.

Увеличение вязкости гелевой системы вызывается благодаря ассоциации катионогенных и анионогенных поверхностно-активных веществ в воде, что приводит к образованию вязкоупругого геля. Могут быть использованы любые подходящие количества анионогенного поверхностно-активного вещества и катионогенного поверхностно-активного вещества, которые будут обеспечивать желаемую вязкость. Желаемая вязкость может зависеть от области применения, в которой обслуживающая текучая среда подлежит использованию. Если, например, обслуживающая текучая среда подлежит использованию в качестве разрывающей текучей среды, желаемая вязкость может зависеть, среди прочего, от размера и геометрии подлежащего формированию разрыва, способности текучей среды суспендировать расклинивающий агент в текучей среде при данной вязкости и способности текучей среды поддерживать желаемую вязкость для уменьшения повреждения насосного оборудования при высоких скоростях сдвига.

В одном примере соотношение по объему анионогенного поверхностно-активного вещества и катионогенного поверхностно-активного вещества может находиться в диапазоне от примерно 1:4 до примерно 4:1, или от примерно 5:4 до примерно 4:5, или представлять собой соотношение примерно 1:1. Концентрация использованного поверхностно-активного вещества может находиться в диапазоне, например, от примерно 1 до примерно 100 галлонов катионогенного поверхностно-активного вещества на тысячу галлонов всей разрывающей текучей среды и от примерно 1 до примерно 100 галлонов анионогенного поверхностно-активного вещества на тысячу галлонов всей разрывающей текучей среды. Дополнительные примеры включают от примерно 3 до примерно 10 галлонов катионогенного поверхностно-активного вещества и от примерно 3 до примерно 8 галлонов анионогенного поверхностно-активного вещества на тысячу галлонов всей разрывающей текучей среды. Соотношения и концентрации вне данных диапазонов также могут быть использованы.

Водная основа

Может быть использована также любая подходящая водная основа. Примеры подходящей водной основы включают пресную воду, рассол и пластовую воду и их сочетания.

Водная основная текучая среда может представлять собой, например, воду, рассол, пены на водной основе или водно-спиртовые смеси. Рассольная основная текучая среда может представлять собой любой рассол, который служит подходящей средой для различных компонентов. По соображениям удобства в некоторых случаях рассольная основная текучая среда может представлять собой, например, рассол, доступный на месте и используемый в текучей среде для заканчивания скважин.

В варианте осуществления, где водная текучая среда представляет собой рассол, рассолы могут быть получены с использованием солей, включая следующие, но без ограничения ими: NaCl, KCl, CaCl2, MgCl2, NH4Cl, CaBr2, NaBr2, формиат натрия, формиат калия и любые другие соли, применяемые для интенсификации и заканчивания. Концентрация солей для получения рассолов может составлять от примерно 0,5 мас.% воды вплоть до практически концентрации насыщения для данной соли в пресной воде, такой как 10%, 20%, 30% или более соли по массе воды. Рассол может представлять собой сочетание одной или более из упомянутых солей, такое как, например, рассол, полученный с использованием NaCl и CaCl2 или NaCl, CaCl2 и CaBr2.

Расклинивающие агенты и другие ингредиенты

Расклинивающие агенты могут быть смешаны с текучими средами для обслуживания скважин по настоящему изобретению. Может быть использован любой подходящий расклинивающий агент. Примеры подходящего расклинивающего агента включают фракционированный песок, стеклянные или керамические бусины или частицы, укрупненный карбонат кальция и другие укрупненные соли, зерна боксита, покрытый смолой песок, фрагменты кожуры грецкого ореха, алюминиевые шарики, нейлоновые шарики и сочетания вышеназванных.

Хорошо известно применение расклинивающих агентов в концентрациях в диапазоне от примерно 0,05 до примерно 14 фунтов на галлон (от примерно 6 до примерно 1700 кг/м3) композиции разрывающей текучей среды, но по желанию для конкретной схемы разрыва могут быть использованы большие или меньшие концентрации.

Текучая среда для обслуживания скважин может включать по меньшей мере одно дополнительное соединение, выбранное из разжижителей, способных уменьшать вязкость текучей среды VES, водных увлажняющих поверхностно-активных веществ, деэмульгаторов, дополнительных агентов увеличения вязкости, дополнительных поверхностно-активных веществ, добавок для стабилизации глин, растворителей отложений, добавок для разрушения биополимеров, добавок для снижения водоотдачи, высокотемпературных стабилизаторов и других обычных и/или необязательных компонентов.

Раскрытое в настоящей заявке изобретение также относится к способу получения композиции предварительной смеси для прибавления к текучей среде для обслуживания скважин. Способ может включать смешение, например, агента для снижения трения, необязательного расклинивающего агента, анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы с образованием геля на водной основе, включающего агент для снижения трения, растворенный в нем. В текучих средах для обслуживания скважин по настоящей заявке могут быть использованы любые из обсужденных выше агентов для снижения трения, расклинивающих агентов, анионогенных поверхностно-активных веществ, катионогенных поверхностно-активных веществ и водных основ. Например, 10 галлонов по объему предварительной смеси могут включать 5 галлонов каждого из коммерчески доступного катионогенного и анионогенного поверхностно-активного вещества и 0,15 фунта агента для снижения трения, растворенного в них. Водная основа для предварительной смеси может быть ограничена лишь водной основой, присутствующей в использованных коммерчески доступных катионогенных и анионогенных поверхностно-активных веществах. Альтернативно, к предварительной смеси может быть прибавлена дополнительная водная основа. Конечная предварительная смесь может быть сразу прибавлена, например, к 1000 галлонам текучей среды для обслуживания скважин.

Вышеописанный агент для снижения трения может быть прибавлен к воде для приготовления предварительной смеси (например, к рассолу или пресной воде) либо в порошкообразной форме, либо в жидкой форме для операций непрерывного смешения или периодического смешения. Анионогенные и катионогенные поверхностно-активные вещества могут быть прибавлены в то же время, что и агент для снижения трения, или же могут быть прибавлены до или после этого в процессе.

Может быть использован любой подходящий способ прибавления расклинивающего агента и других ингредиентов либо к предварительной смеси, либо к текучей среде для обслуживания скважин. Например, после того как предварительная смесь прибавлена к воде для приготовления смеси разрывающей текучей среды, разрывающая текучая среда может быть закачана в скважину по трубам в виде чистой текучей среды и/или расклинивающий агент прибавляют к разрывающей текучей среде. Альтернативно, некоторые или все другие ингредиенты и/или расклинивающий агент могут быть прибавлены к предварительной смеси одновременно с поверхностно-активными веществами и/или водорастворимым полимером перед смешением с водой для приготовления смеси разрывающей текучей среды, что приводит к образованию конечной разрывающей текучей среды.

Настоящая заявка также относится к способу обслуживания ствола скважины. Способ включает формирование текучей среды для обслуживания скважин смешением агента для снижения трения, необязательного расклинивающего агента, анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы в условиях, достаточных для формирования геля на водной основе, включающего растворенный в нем агент для снижения трения, как обсуждено выше. Затем текучая среда для обслуживания скважин может быть введена в ствол скважины.

В одном варианте осуществления текучую среду для обслуживания скважин вводят в качестве разрывающей текучей среды в ствол скважины. Текучая среда для обслуживания скважин может быть введена с использованием любой подходящей технологии. Различные технологии разрыва скважин хорошо известны из уровня техники.

В другом варианте осуществления текучие среды для обслуживания скважин по настоящей заявке могут быть использованы в качестве очищающей текучей среды. Например, текучая среда для обработки скважин может быть использована для очистки от присутствующего в стволе скважины нежелательного материала, образованного твердыми частицами, такого как заполнители, которые накапливаются на дне или в нижних участках стволов нефтяных и газовых скважин. Заполнитель может включать расклинивающий агент, утяжелитель, обломки перфоратора, сконцентрированный порошкообразный материал, а также раздробленный песчаник. Заполнитель мог бы включать обычные осколки пласта и скважинную породу в дополнение к обломкам выбуренной породы из бурового раствора. Текучие среды для обработки скважин могут быть использованы в сочетании с традиционным оборудованием для очистки. Конкретнее, текучие среды для обработки скважин могут быть использованы в сочетании с гибкими трубами. Например, текучие среды для обработки скважин могут быть использованы для очистки ствола скважины от заполнителя путем возмущения частиц твердого материала погружением гибкого трубопровода в скважину с проведением циркуляции текучей среды через наконечник, обеспечивающий струйное действие в направлении вниз по стволу скважины. Это может включать создание условий для уноса частиц путем подъема из скважины с проведением циркуляции текучей среды для обработки скважин через наконечник, обеспечивающий струйное действие в направлении вверх по стволу скважины. Такие механизмы и системы гибких труб включат таковые, изложенные в патенте США № 6982008, раскрытие которого включено в данную заявку во всей полноте путем ссылки.

Хотя вязкоупругие текучие среды описаны здесь как находящие применение в разрывающих текучих средах и в качестве очищающих текучих сред, предполагается, что текучие среды настоящей заявки окажутся практически полезными в текучих средах для завершения скважин, текучих средах для создания гравийной набивки, тампонах для предотвращения отдачи текучей среды, тампонах для предотвращения потери циркуляции, диверторных текучих средах, вспененных текучих средах, интенсифицирующих текучих средах и тому подобное.

Настоящая заявка будет далее описана со ссылкой на следующие примеры, которые предназначены не ограничивать изобретение, но дополнительно иллюстрировать различные варианты осуществления.

Примеры

Задача нижеследующей процедуры заключалась в том, чтобы определить степень гидратации ALCOMER® 110RD (сухой агент для снижения трения на основе сополимера акриламид/акрилат) и уменьшение трения для ALCOMER® 110RD в текучих средах 3/3, 5/5, 10/8 AQUA STARTM (где стоящие впереди отношения относятся к галлонам катионогенного соединения AQUA STARTM на тысячу галлонов всей текучей среды/галлоны анионогенного соединения на тысячу галлонов всей текучей среды).

ALCOMER® 110RD представляет собой вводимую в буровую текучую среду полифункциональную PHPA добавку, которая специально обработана, чтобы добиться превосходной диспергируемости в текучих средах на водной основе. Данный специальный способ обработки может обеспечить частицам возможность увлажняться по отдельности, и растворение может протекать быстро с уменьшением или устранением образования комков или “рыбьих глаз”. ALCOMER® 110RD представляет собой высокомолекулярный, анионогенный, водорастворимый сополимер на основе акриламида. Продукт поставляется в виде свободнотекучего порошка.

Также проводили испытания агента для снижения трения MAGNAFLOC® 156. MAGNAFLOC® 156 представляет собой высокомолекулярный, полностью анионогенный, полиакриламидный флокулянт, поставляемый в виде свободнотекучих микробусин.

Маломасштабный петлевой контур для измерения трения, использованный в нижеследующей процедуре, состоял из малого шестеренного насоса с диапазоном 1,5-3,25 галлонов/мин; ручного манометра и имеющей длину 20 футов 1/4''-трубки, скрученной в окружность диаметром 1,5 фута.

Текучую среду, подвергаемую испытанию, отбирали из емкости в насос по широкой нейлоновой 3/4''-трубке. Текучая среда проходила через насос. Сразу после выхода из насоса текучая среда проходила через преобразователь давления, который был расположен между насосом и отрезком трубки. После прохождения через 1/4''-трубку из нержавеющей стали текучая среда поступала затем в короткий отрезок нейлоновой 3/4''-трубки, которая погружается в текучую среду, когда она снова вводится в емкость. Это предотвращало захват воздуха текучей средой. Рециркуляцию текучей среды по спирали проводили непрерывно на протяжении испытания при различных скоростях потока.

ALCOMER® 110RD в количестве 0,075 фунта/тысячу галлонов, 0,15 фунта/тысячу галлонов, 0,5 фунта/тысячу галлонов, 1 фунта/тысячу галлонов и 5 фунтов/тысячу галлонов последовательно смешивали в 500 мл водопроводной воды Tomball при высоких скоростях сдвига с использованием смесителя Ultra Turrax T25. Растворенный полимер прибавляли к 2500 мл водопроводной воды в емкости объемом 5 галлонов и перемешивали в течение 1 минуты верхнеприводным смесителем. Запускали программу анализа процессов в петлевом контуре и прибавляли приблизительно 3/3 текучей среды AQUA STARTM. Процедуру повторяли для разных концентраций ALCOMER® 110RD и описанных выше текучих сред 5/5 и 10/8 AQUA STARTM.

Циркуляцию текучей среды проводили по петлевому контуру и каждую секунду в течение 5-10 минут общего времени циркуляции регистрировали разность давлений. Затем скорость потока уменьшали и при каждой скорости потока регистрировали разность давлений. Также проводили испытания для построения базисной линии с использованием водопроводной воды Tomball, различных концентраций ALCOMER® 110RD и с использованием текучих сред 3/3, 5/5, 10/8 AQUA STARTM.

Дополнительное испытание проводили для 1 фунта/тысячу галлонов MAGNAFLOC® 156 в водопроводной воде Tomball и 0,15 фунта/тысячу галлонов MAGNAFLOC® 156 в текучей среде системы 5/5 AQUA STARTM. Данные, полученные в данном испытании, показаны на Фиг.1-14.

Иллюстративные рецептуры текучих сред:

Рецептура текучей среды 1

3000 мл водопроводной воды Tomball.

Рецептура текучей среды 2

3000 мл водопроводной воды Tomball,

3/3 AQUA STARTM.

Рецептура текучей среды 3

3000 мл водопроводной воды Tomball,

5/5 AQUA STARTM.

Рецептура текучей среды 4

3000 мл водопроводной воды Tomball,

10/8 AQUA STARTM.

Рецептура текучей среды 5

3000 мл водопроводной воды Tomball,

0,075 фунта/тысячу галлонов ALCOMER® 110RD.

Рецептура текучей среды 6

3000 мл водопроводной воды Tomball,

1 фунт/тысячу галлонов ALCOMER® 110RD.

Рецептура текучей среды 7

3000 мл водопроводной воды Tomball,

0,5 фунта/тысячу галлонов ALCOMER® 110RD.

Рецептура текучей среды 8

3000 мл водопроводной воды Tomball,

0,5 фунта/тысячу галлонов ALCOMER® 110RD,

5/5 AQUA STARTM.

Рецептура текучей среды 9

3000 мл водопроводной воды Tomball,

0,15 фунта/тысячу галлонов ALCOMER® 110RD,

5/5 AQUA STARTM.

Рецептура текучей среды 10

3000 мл водопроводной воды Tomball,

0,15 фунта/тысячу галлонов ALCOMER® 110RD.

Рецептура текучей среды 11

3000 мл водопроводной воды Tomball,

0,15 фунта/тысячу галлонов ALCOMER® 110RD,

3/3 AQUA STARTM.

Рецептура текучей среды 12

3000 мл водопроводной воды Tomball,

0,15 фунта/тысячу галлонов ALCOMER® 110RD,

10/8 AQUA STARTM.

Рецептура текучей среды 13

3000 мл водопроводной воды Tomball,

0,5 фунта/тысячу галлонов ALCOMER® 110RD,

3/3 AQUA STARTM.

Рецептура текучей среды 14

3000 мл водопроводной воды Tomball,

5 фунтов/тысячу галлонов ALCOMER® 110RD.

Рецептура текучей среды 15

3000 мл водопроводной воды Tomball,

1 фунт/тысячу галлонов MAGNAFLOC® 156.

Рецептура текучей среды 16

3000 мл водопроводной воды Tomball,

0,15 фунта/тысячу галлонов MAGNAFLOC® 156,

5/5 AQUA STARTM.

Результаты и их интерпретация

Фиг.1-7 иллюстрируют уменьшение трения за ранний срок для иллюстративных рецептур текучих сред. Фиг.1 иллюстрирует процент уменьшения трения для систем текучих сред AQUA STARTM в пресной воде. Результаты указывают на усиление эффекта уменьшения трения с увеличением концентрации поверхностно-активного вещества.

Фиг.2 иллюстрирует процент уменьшения трения для ALCOMER® 110RD при разных концентрациях в пресной воде. Результаты указывают на более быстрый эффект уменьшения трения, усиливающийся с увеличением концентрации полимера. Концентрации ALCOMER® 110RD, равные 0,075 и 0,15 фунта/тысячу галлонов, не дают уменьшения трения.

Фиг.3 иллюстрирует процент уменьшения трения для ALCOMER® 110RD в системе текучей среды 3/3 AQUA STARTM. Результаты показывают, что прибавление 0,15 и 0,5 фунта/тысячу галлонов ALCOMER® 110RD к текучей среде 3/3 AQUA STARTM не давало дополнительного уменьшения трения.

Фиг.4 иллюстрирует процент уменьшения трения для ALCOMER® 110RD в системе текучей среды 5/5 AQUA STARTM. Результаты показывают, что прибавление 0,15 и 0,5 фунта/тысячу галлонов ALCOMER® 110RD к текучей среде 5/5 AQUA STARTM давало дополнительное уменьшение трения.

Фиг.5 иллюстрирует процент уменьшения трения для ALCOMER® 110RD и MAGNAFLOC® 156 в системах текучих сред 5/5 AQUA STARTM. Результаты показывают, что прибавление 0,15 и 0,5 фунта/тысячу галлонов ALCOMER® 110RD или MAGNAFLOC® 156 к текучей среде 5/5 AQUA STARTM давало дополнительное уменьшение трения.

Фиг.6 иллюстрирует процент уменьшения трения для ALCOMER® 110RD в системе текучей среды 10/8 AQUA STARTM. Результаты показывают, что прибавление 0,15 фунта/тысячу галлонов ALCOMER® 110RD к текучей среде 10/8 AQUA STARTM не давало дополнительного уменьшения трения.

Фиг.7 иллюстрирует процент уменьшения трения для ALCOMER® 110RD в системах текучих сред AQUA STARTM при разных концентрациях.

Фиг.8-14 иллюстрируют уменьшение трения для текучих сред при ступенчатом повышении скорости потока. В данных испытаниях со ступенчатым повышением скорости измеряли разность давлений вдоль маломасштабного петлевого контура для измерения трения при скоростях 1,6 галлона/минуту, 1,9 галлона/минуту, 2,2 галлона/минуту, 2,5 галлона/минуту, 2,7 галлона/минуту и 2,9 галлона/минуту.

Фиг.8 иллюстрирует процент уменьшения трения для систем текучих сред AQUA STARTM при возрастающих скоростях потока. Результаты показывают, что эффект уменьшения трения для текучей среды 3/3 AQUA STARTM снижается при более высоких скоростях потока. Это может быть обусловлено деструкцией вязкоупругой текучей среды под действием сдвигового напряжения.

Фиг.9 иллюстрирует процент уменьшения трения для ALCOMER® 110RD в пресной воде при возрастающих скоростях потока. Результаты указывают на усиление эффекта уменьшения трения с повышением концентрации полимера. Концентрации ALCOMER® 110RD, равные 0,075 и 0,15 фунта/тысячу галлонов, не дают уменьшения трения.

Фиг.10 иллюстрирует процент уменьшения трения для ALCOMER® 110RD в системе текучей среды 3/3 AQUA STARTM при возрастающих скоростях потока. Результаты показывают, что прибавление ALCOMER® 110RD к текучей среде 3/3 AQUA STARTM снижало эффект уменьшения трения для системы текучей среды 3/3 AQUA STARTM при более высоких скоростях потока.

Фиг.11 иллюстрирует процент уменьшения трения для ALCOMER® 110RD в системе текучей среды 5/5 AQUA STARTM при возрастающих скоростях потока. Результаты показывают, что прибавление ALCOMER® 110RD к текучей среде 5/5 AQUA STARTM усиливало эффект уменьшения трения для текучей среды 5/5 AQUA STARTM при более высоких скоростях потока.

Фиг.12 иллюстрирует процент уменьшения трения для ALCOMER® 110RD и MAGNAFLOC® 156 в системах текучих сред 5/5 AQUA STARTM при возрастающих скоростях потока. Результаты показывают, что прибавление ALCOMER® 110RD и MAGNAFLOC® 156 к текучей среде 5/5 AQUA STARTM усиливало эффект уменьшения трения для текучей среды 5/5 AQUA STARTM при более высоких скоростях потока.

Фиг.13 иллюстрирует процент уменьшения трения для ALCOMER® 110RD в системе текучей среды 10/8 AQUA STARTM при возрастающих скоростях потока. Результаты показывают, что прибавление ALCOMER® 110RD к текучей среде 10/8 AQUA STARTM усиливало эффект уменьшения трения для текучей среды 10/8 AQUA STARTM при более низких скоростях потока.

Фиг.14 иллюстрирует процент уменьшения трения для ALCOMER® 110RD в системах текучих сред AQUA STARTM при возрастающих скоростях потока.

Результаты вышеописанного испытания, в общем, показывают, что прибавление любого из агентов для снижения трения ALCOMER® 110RD или MAGNAFLOC® 156 к текучей среде AQUA STARTM дает хорошее уменьшение трения. В частности, прибавление ALCOMER® 110RD или MAGNAFLOC® 156 уменьшает трение при высоких скоростях потока по сравнению с рецептурами AQUA STARTM без агентов для снижения трения. Например, прибавление 0,15 фунта/тысячу галлонов и 0,5 фунта/тысячу галлонов ALCOMER® 110RD к системе текучей среды 5/5 AQUA STARTM весьма эффективно для уменьшения потери давления на трение в испытаниях на уменьшение трения за ранний срок. Прибавление 0,15 фунта/тысячу галлонов MAGNAFLOC® 156 к системе текучей среды 5/5 AQUA STARTM также весьма эффективно для уменьшения потери давления на трение в испытаниях на уменьшение трения за ранний срок.

Результаты также показывают, что прибавление либо 0,15 фунта/тысячу галлонов, либо 0,5 фунта/тысячу галлонов ALCOMER® 110RD к текучим средам 3/3 AQUA STARTM и 10/8 AQUA STARTM дает малое уменьшение трения или не дает его вовсе в испытаниях на уменьшение трения за ранний срок. Результаты испытаний по измерению трения при возрастающих скоростях потока показывают, что эффект уменьшения трения для текучей среды 3/3 AQUA STARTM уменьшается при более высоких скоростях потока. Это может быть обусловлено деструкцией вязкоупругой текучей среды под действием сдвигового напряжения.

Результаты испытаний по измерению трения при возрастающих скоростях потока показывают, что прибавление 0,15 и 0,5 фунта/тысячу галлонов ALCOMER® 110RD к текучей среде 3/3 AQUA STARTM снижало эффект уменьшения трения системы текучей среды 3/3 AQUA STARTM при более высоких скоростях потока. Подобно этому, результаты испытаний по измерению трения при возрастающих скоростях потока показывают, что прибавление 0,15 и 0,5 фунта/тысячу галлонов ALCOMER® 110RD и MAGNAFLOC® 156 к текучей среде 5/5 AQUA STARTM усиливали эффект уменьшения трения системы текучей среды 5/5 AQUA STARTM при более высоких скоростях потока. Результаты испытаний по измерению трения при возрастающих скоростях потока также показывают, что прибавление 0,15 фунта/тысячу галлонов ALCOMER® 110RD к текучей среде 10/8 AQUA STARTM усиливало эффект снижения трения системы текучей среды 10/8 AQUA STARTM при более низких скоростях потока.

Хотя были продемонстрированы и описаны различные варианты осуществления, настоящее изобретение не ограничивается данным образом, и понятно, что оно будет включать все подобные модификации и варианты, которые были бы очевидны специалисту в данной области.

1. Способ обслуживания ствола скважины, включающий:
смешивание агента для снижения трения, анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы с образованием вязкоупругого геля на водной основе,
введение в ствол скважины текучей среды для обслуживания скважин, содержащей вязкоупругий гель на водной основе,
где агент для снижения трения содержит по меньшей мере одно высокомолекулярное полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты, а гель на водной основе содержит анионогенное поверхностно-активное вещество и катионогенное поверхностно-активное вещество и где концентрация агента для снижения трения составляет 0,06 кг/м3 (0,5 фунта/1000 галлонов) или менее в расчете на всю текучую среду для обслуживания скважин.

2. Способ по п. 1, в котором текучая среда для обслуживания представляет собой разрывающую текучую среду и в котором разрывающую текучую среду закачивают в ствол скважины при давлении, достаточном для инициирования гидравлического разрыва в пласте, пронизанном стволом скважины.

3. Способ по п. 2, в котором текучая среда для обслуживания скважин дополнительно включает расклинивающий агент.

4. Способ по п. 1, в котором текучая среда для обслуживания скважин представляет собой или состав для предотвращения отдачи текучей среды, или состав для предотвращения потери циркуляции.

5. Способ по п. 1, в котором текучая среда для обслуживания скважин представляет собой текучую среду для создания гравийной набивки.

6. Способ по п. 1, где агент для снижения трения представляет собой сополимер акрилата натрия и акриламида.

7. Способ по п. 1, где агент для снижения трения представляет собой сухой порошок.

8. Способ по п. 1, где водная основа представляет собой жидкость, выбранную из пресной воды, рассола и пластовой воды.

9. Способ по п. 1, в котором текучая среда для обслуживания скважин не содержит минерального масла.

10. Способ по п. 1, в котором количество агента для снижения трения, растворенного в вязкоупругом геле на водной основе, составляет от примерно 0,006 кг/м3 (0,05 фунта/1000 галлонов) до примерно 0,03 кг/м3 (0,25 фунта/1000 галлонов).

11. Способ по п. 1, где анионогенное поверхностно-активное вещество представляет собой соль ксилолсульфоната.

12. Способ по п. 1, где катионогенное поверхностно-активное вещество представляет собой хлорид N,N,N-триметил-1-октадекаммония.

13. Способ по п. 1, где соотношение по объему анионогенного поверхностно-активного вещества к катионогенному поверхностно-активному веществу находится в диапазоне от 1:4 до 4:1.



 

Похожие патенты:

Изобретение направлено на получение керамического расклинивающего агента с высокими эксплуатационными характеристиками и низкой себестоимостью производства, что является актуальным для серийного производства за счет использования дисперсионного механизма упрочнения керамики путем дополнительного использования легкоплавкой монтмориллонитовой глины, обладающей низкой температурой спекания.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя и промывают скважину циркуляцией, закачивают через колонну насосно-компрессорных труб на забой водный раствор поверхностно-активного вещества в объеме 3-4 м3 и продавливают водой плотностью 1,17-1,19 г/см3 в объеме 5-6 м3.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважины. В способе гидроразрыва пласта, включающем тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, при закачке компонентов в жидкость разрыва вводят смесь 10-27%-ного расвора соляной кислоты, метилен-фосфорной кислоты и воды в концентрации 1-2 л на 1 м3 жидкости разрыва, при соотношении раствора соляной кислоты, метилен-фосфорной кислоты и воды (15-25):(55-65):(15-25) об.% соответственно.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым коллектором. В способе интенсификации работы скважины, включающем тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, при тестовой закачке в качестве жидкости разрыва используют линейный гель, обеспечивающий ограниченное время удерживания проппанта во взвешенном состоянии, в качестве проппанта используют смесь проппантов, обладающих после осаждения повышенным сопротивлением прохождению жидкости разрыва, после тестовой закачки скважину выдерживают под давлением до осаждения проппанта в нижнюю часть трещины разрыва, при этом количество проппанта в жидкости разрыва назначают достаточным для заполнения трещины разрыва на 0,1-0,3 высоты трещины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом. Способ включает гидравлический разрыв продуктивного пласта путем установки пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону жидкости гидроразрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва и продавку в образовавшуюся трещину жидкости гидроразрыва.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи. Технический результат - увеличение эффективности гидроразрыва пласта и увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Способ повторного гидравлического разрыва пласта характеризуется тем, что при прокачке жидкости разрыва по технологии и режимам в соответствии с первым гидроразрывом пласта в нее на стадии добавления сшивателя добавляют в количестве 1-2 л на 1 м3 жидкости разрыва смесь, содержащую, об.%: 10-27%-ную соляную кислоту 15-25, метилен-фосфорную кислоту 55-65, воду 15-25.
Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов, в частности к проблеме разупрочнения угольного пласта для интенсивного извлечения десорбированного метана.

Предложен способ выполнения операции гидравлического разрыва на месте расположения скважины с системой трещин. Способ включает в себя получение данных о месте расположения скважины и механической модели геологической среды и образование картины роста трещин гидравлического разрыва в системе трещин с течением времени.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для получения информации о подземной формации. В некоторых вариантах осуществления способ получения информации о по меньшей мере одной переменной, существующей при целевом местоположении в стволе подземной скважины и/или окружающей подземной формации, включает в себя этапы, на которых доставляют множество генерирующих сигнал устройств в целевое местоположение(я), излучают по меньшей мере один детектируемый сигнал из целевого местоположения и принимают по меньшей мере один такой сигнал.
Изобретение относится к газонефтяной промышленности, а более конкретно к разработке придонных залежей газовых гидратов. В способе добычи аквальных газовых гидратов из придонных слоев морей, океанов и озер, включающем прокладку трубопровода с платформы до залежей гидратов, накачку морской воды в емкость с последующей ее закачкой в трубопровод, разрушение газового гидрата водой из трубопровода и откачку смеси воды и газа на поверхность платформы, добычу осуществляют при помощи наночастиц-фуллеренов, добавленных в емкость с морской водой в соотношении 1 наночастица к 15-25 ячейкам газового гидрата, при этом подачу полученного состава осуществляют с ускорением на выходе из трубопровода с помощью гидромониторной насадки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи пластов. В способе повышения нефтеотдачи гидрофильных пластов, состоящих из высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и разбуренных нагнетательными и добывающими скважинами, включающем закачку через нагнетательную скважину в пласт в процессе заводнения водного раствора на основе электролита, растворителя, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ и воды, продавливание указанного раствора вглубь пласта, причем большая часть раствора движется по высокопроницаемой части пласта, вытесняя нефть к забою добывающей скважины, а меньшая часть указанного раствора под действием перепада давления между высокопроницаемым и низкопроницаемым пропластком продавливается в низкопроницаемый пропасток, осуществляя капиллярную пропитку для обеспечения снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз остаточной пластовой воды и нефти в низкопроницаемом пропластке гидрофильного коллектора, затем осуществляют остановку нагнетательной скважины на технологическую выстойку продолжительностью Тсут, определяемой по зависимости от расстояния нагнетательной скважины до фронта вытеснения нефти указанным водным раствором и пьзопроводности пласта Т=l2×/2χ, где l - указанное расстояние, м, χ - пьезопроводность пласта, м2/сут, и последующую закачку раствора заводнения с последующей добычей нефти через добывающие скважины, в качестве водного раствора используют водный раствор, содержащий в качестве электролита хлорид магния, в качестве жидкого агента - ацетон, при следующем соотношении компонентов, об.%: хлорид магния 5-10, ацетон 40-60, НПАВ 0,1, вода - остальное.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения.
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 - эффективное удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений за счет выделения большого количества тепла без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, используемые компоненты вступают между собой в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа).

Группа изобретений относится к добыче углеродсодержащего вещества из подземного месторождения. Технический результат - оптимизация индуктивного нагрева резервуара для снижения вязкости при добыче углеродсодержащего вещества, понижение потребления воды, ускорение добычи, увеличение добычи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в том числе к разработке нефтяных пластов с неоднородными, низкопроницаемыми, глинизированными коллекторами, при наличии искусственных трещин и кольматацин порового пространства глинистым материалом, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации устаревших и изношенных скважин с дефектными эксплуатационными колоннами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой или слоистой залежи нефти с преимущественно поровым типом коллектора многозабойными горизонтальными скважинами.

Изобретение относится к области бурения нефтегазовых скважин. Технический результат - улучшение антифрикционных, антиприхватных, гидрофобизирующих, антикоррозионных и поверхностно-активных свойств глинистых и безглинистых промывочных растворов, повышение качества вскрытия нефтегазовых продуктивных пластов за счет улучшения проницаемости пористого пространства коллекторов.
Наверх