Способ обработки зоны подземного пласта и используемые в нем среды

Авторы патента:


Способ обработки зоны подземного пласта и используемые в нем среды
Способ обработки зоны подземного пласта и используемые в нем среды
Способ обработки зоны подземного пласта и используемые в нем среды
Способ обработки зоны подземного пласта и используемые в нем среды

 


Владельцы патента RU 2609040:

ТЕКСЕС ЮНАЙТЕД КЕМИКАЛ КОМПЭНИ, ЭлЭлСи (US)

Изобретение относится к жидкостям для бурения и обслуживания скважин. Способ обработки зоны подземного пласта, вскрытого с помощью буровой скважины, включает использование маслянистой сшивающей жидкой композиции, содержащей маслянистую жидкость, суспендирующий агент, представляющий собой глину или филлосиликатный материал, поверхностно-активное вещество и борсодержащий сшивающий агент, где маслянистая жидкость представляет собой углеводородное масло с температурой вспышки 70°C - 300°C и содержит 0,1% от максимальной массы ароматических углеводородов, выбранных из бензола, толуола, этилбензола и м-, о- и п-ксилолов (ВТЕХ) и алкилзамещенных бензольных компонентов, получение жидкости для обработки пласта, состоящей из воды, гелеобразующего агента и маслянистой сшивающей жидкой композиции, и введение указанной жидкости для обработки пласта в зону внутри буровой скважины, вскрывающей подземный пласт, маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 до менее 5 ppb бензола, от 0 до менее 1000 ppb толуола, от 0 до менее 700 ppb этилбензола, и от 0 до менее 10000 ppb ксилола, и от 0 до менее 1000 ppb алкилзамещенных бензольных компонентов, включая С2- и С3-бензолы, определенных с применением метода испытаний ЕРА SW 8260. Маслянистая сшивающая жидкая композиция для подземного обслуживания скважин, содержащая: маслянистую жидкость, представляющую собой гидроочищенный углеводород, борсодержащий сшивающий агент с диапазоном растворимости в воде от 0,1 кг/м3 до 10 кг/м3 при 22°C и суспендирующий агент, представляющий собой глину или филлосиликатный материал, где маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 до менее 5 ppb бензола, от 0 до менее 1000 ppb толуола, от 0 до менее 700 ppb этилбензола и от 0 до менее 10000 ppb ксилола, определенных с применением метода испытаний ЕРА SW 8260. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение безопасности при сохранении полезности используемых углеводородных композиций при эксплуатации месторождений. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл., 1 пр.

 

[0001] Область техники. Изобретение, описанное и предложенное в настоящей заявке, в целом относится к водным жидкостям для бурения и обслуживания скважин (таким как жидкости для гидроразрыва). В частности, настоящее изобретение относится к флюидизированным суспензиям на основе углеводородов, содержащим сшивающие агенты, при этом указанные текучие среды характеризуются необнаруживаемыми уровнями бензола, толуола, этилбензола и ксилола (ВТЕХ).

[0002] Описание уровня техники.

[0003] Бензол, толуол, этилбензол и изомеры ксилола, обобщенно называемые ВТЕХ, представляют собой наиболее распространенные ароматические соединения в нефти (количество ВТЕХ может доходить до нескольких процентов от общей массы некоторых сырых нефтей) и являются преобладающими органическими загрязняющими веществами в грунтовых водах, почве, осадочных породах и водоносных слоях. Особую озабоченность вызывает бензол и родственные алкилбензолы вследствие их токсичности и канцерогенности. Общественность и контролирующие органы государственных учреждений проявляли повышенное беспокойство в отношении здоровья и безопасности населения и потенциальных вредных эффектов токсичных материалов, содержащихся в воде и воздухе. Имеются особые опасения в отношении негативного воздействия бензола, толуола, этилбензола и изомеров ксилола (n-; м- и о-ксилолы) в качестве загрязняющих веществ, присутствующих в грунтовых водах, почве, осадочных породах и водоносных слоях.

[0004] Как известно, ароматические соединения углеводородов (с общей химической формулой CnH2n-6), часто называемые бензольным рядом, являются химически активными. Указанные ароматические соединения могут образовывать либо продукты присоединения, либо продукты замещения, в зависимости от условий реакции и реакционной среды. Только несколько видов нефти содержат больше чем следовое количество низкокипящих ароматических соединений, таких как бензол и толуол. Ароматический ряд углеводородов как химически, так и физически очень отличается от парафинов и нафтенов, обнаруженных в нефти и углеводородах, извлекаемых из многих подземных месторождений. Например, ароматическое соединение содержит бензольное кольцо, которое является ненасыщенным, но которое очень устойчиво и, таким образом, часто ведет себя как насыщенное соединение. C6-C8 ароматические соединения (бензол, толуол, этилбензол и м-, о- и n-ксилолы) являются наибольшими по объему ароматическими соединениями, применяемыми в нефтехимической промышленности, при наибольшем спросе в отношении бензола. Продукт, получаемый в результате каталитического реформинга, содержит все из указанных ароматических соединений и его отделяют с получением чистых компонентов путем комбинирования экстракции растворителем, дистилляции и кристаллизации.

[0005] Кроме того, вследствие гораздо большего спроса на бензол, избыток толуола и ксилола, превышающий потребности рынка, можно превратить в бензол с помощью гидродеалкилирования. В настоящих способах разделения, направленных на извлечение ароматических соединений из углеводородных потоков, используют экстракцию растворителем жидкость-жидкость для отделения ароматической фракции от других углеводородов; в большинстве процессов, применяемых на нефтеперегонных заводах США, в качестве экстрагирующего растворителя применяют полигликоли или сульфолан. Однако большинство из указанных процессов не позволяет удалить из углеводородных потоков все соединения ВТЕХ и, таким образом, при применении таких загрязненных углеводородов в процессах извлечения сжиженных нефтепродуктов, указанные загрязнители поступают в окружающую среду. "ВТЕХ" представляет собой собирательный термин, применяемый в промышленности для обозначения таких летучих органических соединений, как бензол, толуол, этилбензол и ксилолы (м-, о- и n-ксилол по отдельности и включительно), и является компонентом бензина и других многочисленных нефтепродуктов. Как описано выше, соединения ВТЕХ являются летучими и сравнительно растворимыми в воде. Научно-исследовательский институт газа (GRI) сообщил об опасности для здоровья группы ВТЕХ, классифицируя толуол, этилбензол и ксилол как раздражающие вещества с наркотическим воздействием. Бензол проявляет все указанные эффекты, являясь, кроме того, человеческим канцерогеном, что делает его токсичным при вдыхании или попадании внутрь организма, например, через загрязненные грунтовые воды.

[0006] В целях решения проблем загрязнения указанными ВТЕХ и минимизации поступления таких соединений в грунтовые воды были установлены различные пороговые концентрации присутствия загрязняющих веществ ВТЕХ. Агентство по охране окружающей среды США (ЕРА) установило Федеральные нормативы качества питьевой воды, составляющий: (i) бензол - 5 ppb (г/л); (ii) толуол - 1000 ppb (мкг/л); (iii) этилбензол - 700 ppb (мкг/л); и, (iv) ксилол - 10000 в сумме ppb (мкг/л). Другие частные и государственные организации активно разрабатывают нормативы для указанных ВТЕХ компонентов. Типичные пороговые концентрации для загрязнения ВТЕХ были установлены в нескольких источниках, в том числе в Chemical Abstract Services Registry service, Queensland Public Health Regulation, Australian Drinking Water Guidelines, стандартах питьевой воды Всемирной организации здравоохранения (ВОЗ) и в Australian and New Zealand Environment Conservation Council Environmental Protection Guidelines, и показаны на фиг. 1 (информация основана на данных, опубликованных Leusch, F. и Bartkow, M., "A Short Primer on Benzene, Toluene, Ethylbenzene, and Xylenes (ВТЕХ) в Environment and in Hydraulic Fracturing Fluids", Smart Water Research Centre, November 17, 2010).

[0007] Изобретение, описанное и рассмотренное в настоящей заявке, относится к композициям со сшивающими добавками на основе углеводородов, предназначенным для применения в жидкостях для обработки скважины и буровых растворах, применяемых для извлечения углеводородов, при этом указанные жидкости можно получить таким образом, что они будут содержать по существу низкие или необнаруживаемые уровни одного или более, предпочтительно всех, ароматических загрязняющих веществ, включающих бензол, толуол, этилбензол и изомеры ксилола (ВТЕХ), в самих жидкостях с тем, чтобы соответствовать все более и более строгим стандартам, установленным для приемлемых уровней указанных соединений в окружающей среде, при одновременном сохранении полезности маслянистых (на основе углеводородов) композиций со сшивающими жидкими добавками при эксплуатации месторождений экономически эффективным способом.

[0008] КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0009] Задачи, описанные выше, и другие преимущества и особенности настоящего изобретения включены в заявку, изложенную в настоящем документе, и в прилагаемые чертежи, связанные со способами, композициями и системами для обработки подземных пластов.

[0010] Новая особенность настоящего изобретения состоит в том, что композиции со сшивающими добавками на основе углеводородов можно получить таким образом, что они содержат по существу низкие или необнаруживаемые уровни бензола, толуола, этилбензола и ксилола (включая м-, о- и n-изомеры ксилола) с тем, чтобы соответствовать различным нормативным стандартам, которые определены, например, в методе испытаний ЕРА SW 8260 или эквивалентном документе.

[0011] Согласно первому аспекту настоящего изобретения описан способ обработки подземного пласта, включающий получение текучей среды, содержащей маслянистую жидкость, суспендирующий агент, гелеобразующий агент, поверхностно-активное вещество и сшивающий агент, при этом в гелеобразующем агенте образуется по меньшей мере одна поперечная связь; и введение указанной текучей среды в буровую скважину, вскрывающую подземный пласт, при этом указанная текучая среда содержит необнаруживаемый уровень ВТЕХ по результатам измерений помощью газовой хроматографии/масс-спектроскопии.

[0012] Согласно дополнительному аспекту настоящего изобретения описана маслянистая сшивающая текучая среда, содержащая маслянистую жидкость; гелеобразующий агент; сшивающий агент; и суспендирующий агент, при этом указанная сшивающая текучая среда содержит необнаруживаемый уровень ВТЕХ по результатам измерений с помощью газовой хроматографии/масс-спектроскопии. Кроме того, в соответствии с этим аспектом настоящего изобретения текучая среда дополнительно содержит одно или более веществ, выбранных из дефлокулянта, поверхностно-активного вещества и/или добавки, препятствующей синерезису.

[0013] Согласно еще одному аспекту настоящего изобретения описана маслянистая сшивающая текучая среда, при этом указанная среда содержит маслянистую жидкость; гелеобразующий агент; сшивающий агент; и суспендирующий агент, причем указанная текучая среда содержит от примерно 0 ppb до менее 5 ppb бензола, от примерно 0 ppb до менее 1000 ppb толуола, от примерно 0 ppb до менее примерно 700 ppb этилбензола и от примерно 0 ppb до менее 10000 ppb ксилола (все ксилолы), как определено с применением метода испытаний ЕРА SW 8260 или другого, подходящего метода испытаний, такого как метод испытаний на основе ГХ/МС. Кроме того, в соответствии с этим аспектом настоящего изобретения текучая среда содержит от примерно 0 ppb до менее 1 ppb бензола, от примерно 0 ppb до менее 800 ppb толуола, от примерно 0 ppb до менее 300 ppb этилбензола и от примерно 0 ppb до менее 600 ppb ксилола (все ксилолы), как определено с применением метода испытаний ЕРА SW 8260. Согласно еще одному варианту реализации этого аспекта текучая среда содержит от примерно 0 ppb до менее 1 ppb бензола, от примерно 0 ppb до менее 700 ppb толуола, от примерно 0 ppb до менее 300 ppb этилбензола и от примерно 0 ppb до менее 500 ppb ксилола (все ксилолы), как определено с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.

[0014] Согласно дополнительному аспекту настоящего изобретения описана жидкость для гидроразрыва подземного пласта, полученная по способу, включающему стадии: (а) обеспечения водного сборника гидратированной полимерной смолы, способной к комплексообразованию с ионом бората в жидкости; (b) добавления в указанный сборник сшивающей текучей среды, содержащей: (i) маслянистую жидкость; (ii) гелеобразующий агент, способный к комплексообразованию с ионом бората; (iii) борсодержащий сшивающий агент; и (iv) суспендирующий агент, при этом сшивающая текучая среда содержит необнаруживаемый уровень ВТЕХ по результатам измерений с помощью газовой хроматографии/масс-спектроскопии, и (с) закачивания водной смеси гидратированной смолы и ингредиентов, добавленных на стадии (b) в ствол скважины в подземный пласт при давлениях разрыва; (d) сшивания гидратированной смолы с ионами бората, высвобождаемыми желатинизированными комплексами бора, при этом каждый из множества комплексов бора высвобождает по меньшей мере один ион бората, сшивающий смолу в условиях подземного пласта, причем температура подземного пласта составляет от примерно 100°F до более чем 200°F. Кроме того, в соответствии с указанным аспектом настоящего изобретения текучая среда дополнительно содержит расклинивающий наполнитель, агент обрыва цепи или и тот и другой компоненты.

[0015] КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖА

[0016] Следующий чертеж является частью описания настоящего изобретения и включен для дополнительной демонстрации некоторых его аспектов. Настоящее изобретение может быть лучше понято со ссылкой на чертеж в сочетании с подробным описанием специфических вариантов реализации изобретения, представленных в настоящей заявке.

[0017] На фиг. 1 приведена таблица, в которой показаны типичные нормативы качества воды для бензола, толуола, этилбензола и изомеров ксилола (обобщено, ВТЕХ).

[0018] Хотя изобретение, описанное в настоящей заявке, допускает различные модификации и альтернативные формы, только несколько специфических вариантов реализации изобретения были показаны на чертеже в качестве примера и подробно описаны ниже. Чертеж и подробное описание указанных конкретных вариантов реализации изобретения не предназначены для ограничения каким бы то ни было образом, охвата или объема идей изобретения или прилагаемой формулы изобретения. Скорее, чертеж и подробное письменное описание приведены для того, чтобы продемонстрировать идеи изобретения специалисту в данной области техники и помочь такому специалисту реализовать и использовать идеи, предложенные в настоящем изобретении.

[0019] ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

[0020] Чертежи, описанные выше, и письменное описание специфических структур и функций, приведенное ниже, не подразумевают ограничения объема, который был заявлен Заявителями, или объема прилагаемой формулы изобретения. Скорее, чертежи и письменное описание приведены для обучения любого специалиста в данной области техники реализации и применению изобретения, для которого запрашивается патентная охрана. Таким специалистам в данной области техники будет понятно, что ради наглядности и понимания не все особенности промышленного варианта реализации изобретения описаны или показаны. Специалисты в данной области техники также поймут, что разработка действующего промышленного варианта реализации изобретения, включающего аспекты настоящего изобретения, потребует многочисленных конкретных решений по воплощению изобретения для достижения конечной цели разработчика в отношении промышленного варианта реализации. Такие конкретные решения по воплощению изобретения могут включать и, вероятно, не ограничиваются ими, соблюдение ограничений, связанных с системой, бизнесом, правительством и других ограничений, которые могут меняться в зависимости от конкретного воплощения, местоположения и время от времени. Хотя деятельность разработчика может быть сложной и трудоемкой в широком понимании, тем не менее, такие усилия являются обычным делом для специалистов в данной области техники, получающих преимущество настоящего изобретения. Следует понимать, что изобретение, описанное и рассмотренное в настоящей заявке, допускает многочисленные и различные модификации и альтернативные формы. В заключение, подразумевают, что применение термина в единственном числе, например, но не ограничиваясь им, "один", не ограничивает количество указанных предметов. Кроме того, родственные термины, такие как, но не ограничиваясь ими, "вверх", "вниз", "левый", "правый", "верхний", "нижний", "ниже", "выше", "боковой" и т.п. используют в письменном описании для наглядности с конкретной ссылкой на чертежи и не подразумевают ограничить объем изобретения или прилагаемой формулы изобретения.

[0021] Заявители разработали композиции, которые включают композицию со сшивающей добавкой на основе углеводородов, содержащую низкие или необнаруживаемые уровни ВТЕХ или ВТЕХ и алкилзамещенных бензольных компонентов, таких как C2- и С3-бензолы (как определено с применением протоколов типовых испытаний), в жидкостях для обработки скважин и способы получения таких композиций, а также применение указанных композиций в различных подземных операциях по обработке буровых скважин.

[0022] Настоящее изобретение также включает способ получения и применения жидкости для поддержки грунта, содержащей сшивающие добавки на основе углеводородов, которые демонстрируют низкие или необнаруживаемые уровни ВТЕХ по результатам измерений с применением аналитических методов газовой хроматографии/масс-спектроскопии и/или установленных аналитических стандартов. Указанные способы можно применять при различных подземных операциях по извлечению сжиженных нефтепродуктов, включая операции разрыва и гидравлического разрыва пласта, при этом жидкость для поддержки грунта применяют в вертикальных, угловых или горизонтальных стволах скважины.

[0023] В соответствии с аспектами настоящего изобретения сшивающие добавки на основе углеводородов согласно настоящему изобретению, содержащие маленькие или необнаруживаемые уровни (измеренные с применением ГХ/МС) одного или более и, предпочтительно, по меньшей мере трех ароматических загрязняющих веществ, выбранных из группы, состоящей из бензола, толуола, этилбензола и изомеров ксилола (обобщено ВТЕХ), содержат маслянистую жидкость, суспендирующий агент, поверхностно-активное вещество и сшивающий агент на основе бора, такой как бура, борная кислота, или труднорастворимый борат, или их комбинации, суспендированные в маслянистой жидкости. Сшивающая композиция с добавками может также содержать дефлокулянт и/или добавку, препятствующую синерезису.

[0024] Применяемый в настоящей заявке термин "ароматические загрязняющие вещества" включает ВТЕХ, а также ароматические алкилбензольные соединения или смеси таких соединений, при этом алкильная группа содержит от С1 до С7. Кроме того, согласно аспектам настоящего изобретения ароматические загрязняющие вещества могут также включать ВТЕХ + С2-бензолы и/или ВТЕХ + С3-бензолы и/или С10Н14 соединения трет-бутилбензола. С2-бензолы в целом относятся к сумме всех C8H10 изомеров (например, 1,2-диметилбензолу, 1,3-диметилбензолу, 1,4-диметилбензолу и т.п.), хотя сумму всех C9H12 изомеров изображают в виде С3-бензола (например, 1,2,3-триметилбензол, н-пропилбензол, 4-этилтолуол, 1,3,5-триметилбензол (1,3,5-ТМВ), 1,2,4-триметилбензол).

[0025] Маслянистая текучая среда согласно настоящему изобретению представляет собой жидкость и, более предпочтительно, представляет собой природную нефть на основе углеводородов или синтетическую нефть и, более предпочтительно, маслянистую жидкость выбирают из группы, включающей, но не ограниченной ими, маслянистые жидкости с высокой температурой вспышки и/или высокой температурой кипения. Температура кипения относится к температуре, при которой вещество изменяет состояние от жидкости к газу по всему объему жидкости. Применяемое в настоящей заявке выражение "высокая температура кипения" относится к маслянистым текучим средам, в частности к нефтяным дистиллятам, кипящим в диапазоне от примерно 50°С до примерно 370°С включительно, более предпочтительно - к нефтяным дистиллятам, кипящим в диапазоне от примерно 70°С до примерно 200°С включительно. Температура вспышки относится к способности летучего материала вызывать пожары, например представляет собой самую низкую температуру, при которой материал может испаряться с образованием в воздухе возгорающейся смеси. Высокая температура вспышки маслянистых текучих сред, подходящих для применения в композициях согласно настоящему изобретению, является предпочтительной в первую очередь с точки зрения обработки топлива, так как, когда температура вспышки слишком низкая, топливо можно рассматривать как источник пожароопасности, подверженный вспыхиванию и, возможно, продолжительному возгоранию и взрыву. Кроме того, низкая температура вспышки может быть индикатором загрязнения более летучими и взрывоопасными топливами, такими как бензин.

[0026] Маслянистая текучая среда для получения композиций согласно настоящему изобретению обычно имеет высокую температуру вспышки, составляющую от примерно 70°С (158°F) до примерно 300°С (572°F) включительно и предпочтительно от примерно 75°С (167°F) до примерно 225°С (437°F) включительно.

[0027] Способы измерения температуры вспышки хорошо известны. Например, в ASTM (Американское общество по испытанию материалов) D-92 и D-93 приведены методы определения температуры вспышки растворителя. Текущий адрес ASTM следующий: 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken Pa. 19428-2959. ASTM D92-90 (т.е., испытание D92, последняя редакция в 1990), приведенный в Ежегоднике стандартов ASTM, раздел 5 (страницы 28-32 в издании 1996 года), относится к способу испытаний для измерения температуры вспышки и температуры воспламенения согласно так называемому методу Кливленда с открытой чашкой. Метод Кливленда с открытой чашкой особенно подходит для измерения точек вспышки вязких материалов с температурой вспышки 79°С и выше, т.е. жидкостей со сравнительно высокими температурами вспышки, такими как минеральные масла. ASTM D93-94, приведенный в Ежегоднике стандартов ASTM, раздел 5 (страницы 33-46 в издании 1996 года), относится к способу испытаний для измерения температуры вспышки с помощью прибора с закрытым тиглем Пенски-Мартенс. Прибор с закрытым тиглем Пенски-Мартенс можно применять в случае нефтяных топлив, смазочных масел и других гомогенных жидкостей.

[0028] Хотя температуру вспышки можно измерить с помощью перечисленных выше методов, дополнительно во многих справочниках и каталогах приведены данные о температурах вспышки различных растворителей и топлив. Например, компания Aldrich Chemical Company (Милуоки, Висконсин) предлагает каталог, содержащий свыше тысячи химических соединений, и в этом каталоге приведены температуры вспышки многих из доступных химических соединений. В паспорте безопасности материала (MSDS), который часто можно получить у производителей химических реактивов, обычно содержится информация о температурах вспышки химического вещества.

[0029] Согласно одному аспекту настоящего изобретения маслянистая текучая среда представляет собой углеводородное масло, выбранное из группы, состоящей из любых углеводородных масел с высокой температурой кипения и/или высокой температурой вспышки, по существу нерастворимых в воде. Предпочтительными с точки зрения охраны окружающей среды являются углеводородные масла, содержащие очень низкую концентрацию ароматических углеводородов, например, максимальную концентрацию ароматических углеводородов, составляющую примерно 0,1% по массе и предпочтительно 0% мас. ароматических углеводородов. По существу неводная растворимая органическая нефть предпочтительно представляет собой углеводород, выбранный из группы, состоящей из алканов (например, парафинов, изопарафинов) с общей молекулярной формулой CnH2n+2, алкенов (например, олефинов, альфа-олефинов, полиальфаолефинов) с общей молекулярной формулой CnH2n, различных нефтяных фракций, таких как минеральные масла, белые масла и т.п., включая растительные масла, такие как масло канола, масло из виноградных косточек, рапсовое масло и т.п., и гидроочищенных масел. Согласно настоящему изобретению углеводородное масло наиболее предпочтительно представляет собой гидрогенизированное или гидроочищенное масло, состоящее из насыщенных углеводородов (например, парафинов) со средней и высокой молекулярной массой, но не включает дизельные топлива, керосин и/или смазочные масла. Применяемый в настоящей заявке термин "гидроочищенный" относится к маслянистым текучим средам (в частности, углеводородам), получаемым с помощью процессов, в которых применяют водородсодержащий сырьевой газ в присутствии подходящего катализатора, активного главным образом с точки зрения удаления гетероатомов, таких как сера и азот. Согласно настоящему изобретению гидроочищенные легкие дистилляты нефти обычно представляют собой смеси высокоочищенных углеводородных дистиллятов в диапазоне C9-C16, в частности смесь алифатических (насыщенных или ненасыщенных) и/или алициклических углеводородов с маленькими или необнаруживаемыми уровнями ароматических углеводородов (максимум 0,1% мас., таким образом, "по существу не содержащие ароматические углеводороды"). Согласно одному из вариантов реализации изобретения количество маслянистой текучей среды, применяемой в композициях, составляет от примерно 30% до примерно 95% по объему (массовый процент, % мас.) и, более предпочтительно, составляет от примерно 40% до примерно 90% по объему композиции со сшивающей добавкой.

[0030] Суспендирующий агент, применимый при сшивании композиции с низкой вязкостью согласно настоящему изобретению, предпочтительно представляет собой глины, в частности органофильные глины. Типичные глинистые суспендирующие агенты, подходящие для применения согласно настоящему изобретению, включают глины с волокнистым строением (филлосиликаты магния и алюминия), такие как сепиолит, аттапульгит и т.п., или сукновальные глины, такие как гекторит, монтмориллонит, сапонит, бентонит и т.п. В композициях согласно настоящему изобретению можно использовать различные комбинации указанных суспендирующих агентов.

[0031] Концентрация глинистого суспендирующего агента в композициях согласно настоящему изобретению составляет от примерно 1 до примерно 15 фунтов на 42 галлона (баррель) концентратов, предпочтительно от 2 до примерно 12 фунтов на 42 галлона (баррель) концентрата. В качестве альтернативы и в равной степени приемлемо, суспендирующий агент может присутствовать в количестве, составляющем от примерно 0,1% мас. до примерно 15% мас. относительно композиции, включительно, более предпочтительно, от примерно 0,5% мас. до примерно 4% мас. относительно композиции.

[0032] Предпочтительные концентраты могут также содержать дефлокулирующий агент (дефлокулянт). Дефлокулянт уменьшает вязкость и/или прочность геля концентрата, увеличивая, таким образом, текучесть концентратов и/или позволяя большему количеству суспендирующих агентов встраиваться в концентраты. С композициями настоящего изобретения можно использовать любое количество известных дефлокулянтов, в отдельности или в комбинации, при условии, что они не изменяют общие характеристики композиций, описанных в настоящей заявке. Известные дефлокулянты, эффективные в солевых текучих средах, представляют собой различные синтетические полимеры, сополимеры или теломеры. Кроме того, указанные дефлокулянты будут содержать по меньшей мере один мономер, содержащий анионную функциональную группу, такую как группа карбоновой кислоты или сульфоновой кислоты. См., например, патент США №7018956 и патенты, упоминаемые в указанном патенте. Таким образом, в патенте США №3730900 описаны различные низкомолекулярные сополимеры стиролсульфокислоты и малеинового ангидрида и его водорастворимых солей. В патенте США №3764530 описано несколько низкомолекулярных, не содержащих галогены полимеров акриловой кислоты и ее водорастворимых солей. В патенте США №4680128 описано несколько сополимеров акриловой кислоты и винилсульфоновой кислоты и ее солей щелочных металлов. В патенте США №5026490 описано несколько низкомолекулярных полимеров, состоящих из мономера стиролсульфоната (натриевой соли), малеинового ангидрида (или в виде ангидрида или двухосновной кислоты) и цвиттер-ионного замещенного функциональными группами малеинового ангидрида. В патенте США №5287929 описаны сополимеры первого мономера и второго мономера, при этом первый мономер представляет собой малеиновый ангидрид, малеиновую кислоту, акриловую кислоту или метакриловую кислоту, и второй мономер представляет собой сульфонированный этен, сульфонированный пропен, сульфонированный 1-бутен, сульфонированный 2-бутен, сульфонированный 1-пентен, сульфонированный 2-пентен, сульфонированный 2-метил-1-бутен, сульфонированный 2-метил-2-бутен, сульфонированный 3-метил-1-бутен, сульфонированный циклопентен, сульфонированный циклогексен, сульфонированный 1-гексен, сульфонированный 2-гексен, сульфонированный 3-гексен, сульфонированный 2-метил-1-пентен, сульфонированный 2-метил-2-пентен, сульфонированный 2-метил-3-пентен, сульфонированный 3-метил-1-пентен, сульфонированный 3-метил-2-пентен, сульфонированный 4-метил-1-пентен, сульфонированный 3,3-диметил-1-бутен, сульфонированный 2,3-диметил-1-бутен, сульфонированный 2,3-диметил-2-бутен, сульфонированный 2-этил-1-бутен, сульфонированный 1,3-бутадиен, сульфонированный 1,3-пентадиен, сульфонированный 1,4-пентадиен, сульфонированный 2-метил-1,3-бутадиен, сульфонированный 2,3-диметил-1,3-бутадиен, сульфонированный 2-этил-бутадиен, сульфонированный 2-метил-1,3-пентадиен, сульфонированный 3-метил-1,3-пентадиен, сульфонированный 4-метил-1,3-пентадиен, сульфонированный 2-метил-1,4-пентадиен, сульфонированный 3-метил-1,4-пентадиен, сульфонированный 4-метил-1,4-пентадиен, сульфонированный 1,3-гексадиен, сульфонированный 1,4-гексадиен, сульфонированный 1,5-гексадиен, сульфонированный 2,4-гексадиен, или сульфонированный 1,3,5-гексатриен. Сульфонатные и карбоксилатные группы в сополимерах могут присутствовать в нейтрализованной форме в виде солей щелочных металлов или аммония.

[0033] Сшивающий агент, подходящий для применения в композициях согласно настоящему изобретению, может представлять собой любое из известных сшивающих соединений, применяемых в данной области техники, предпочтительно сшивающих соединений, высвобождающих бор, таких как бура, борная кислота, труднорастворимые бораты или их комбинации, требование состоит только в том, чтобы выбранный сшивающий агент, в целом, содержал по меньшей мере один ион, способный сшивать по меньшей мере две молекулы гелеобразующего агента. В частности, наиболее предпочтительными являются труднорастворимые в воде (или малорастворимые в воде) бораты, описанные в патенте США №4619776, включенном в настоящую заявку посредством ссылки. Трудно- или малорастворимый относится к растворимости 1,00 грамма пробы бората в 100 мл дистиллированной воды при 22°С (71,6°F) и обычно на порядок меньше чем примерно 10 кг/м3, как можно определить с помощью методов, известных в данных областях техники, таких как методы, описанные Guilensoy с соавторами [М.Т.A. Bull., no. 86, pp. 77-94 (1976); M.T.A. Bull., no. 87, pp. 36-47 (1978)]. Пример, неограниченный диапазон растворимости от примерно 0,1 кг/м3 до примерно 5 кг/м3, включительно. Такие малорастворимые в воде бораты включены в сшивающие композиции и в желатинизированных, водных жидкостях для обработки скважин, действуют как сшивающие агенты с временной задержкой. Такие труднорастворимые или малорастворимые бораты содержат по меньшей мере пять атомов бора на молекулу и выбраны из группы, состоящей из боратов щелочно-земельных металлов, смешанных боратов щелочных и щелочно-земельных металлов, таких как улексит и колеманит, и их смесей. Примеры указанных боратов включают пробертит (NaCaB5O9-5H2O), улексит (NaCaB5O9-8H2O), ноблеит (CaB6O10-4H2O), фроловит (Ca2B4O8-7H2O), колеманит (Са2В6О11-5H2O), кальцинированный колеманит (Са2В6О11-H2O), прайсеит (Ca4B10O19-7H2O), патерноит (MgB8O13-4H2O), гидроборацит (CaMgB6O11-6H2O), калиборит (KMg2B11O19-9H2O) и другие похожие бораты. Из различных малорастворимых/труднорастворимых в воде боратов, которые можно использовать в настоящем изобретении, предпочтительными являются колеманит, кальцинированный колеманит и улексит, при этом улексит является наиболее предпочтительным.

[0034] Концентрация сшивающего агента в концентратах согласно настоящему изобретению, в целом, составляет от примерно 100 фунтов на 42 галлона (баррель) концентрата до примерно 250 фунтов на 42 галлона (баррель) концентрата, предпочтительно от примерно 150 до примерно 200 фунтов на 42 галлона (баррель) концентрата. В качестве альтернативы, сшивающий агент присутствует в концентрате в количестве от примерно 15% по массе (% мас.) относительно композиции до примерно 85% по массе, (% мас.), предпочтительно от примерно 30% до примерно 60% по массе композиции.

[0035] Сшивающий агент поддерживают в концентрате в суспендированном состоянии путем введения в концентрат суспендирующего агента, представляющего собой органофильную глину. Суспендирующий агент увеличивает вязкость концентрата и препятствует осаждению сшивающего агента. Предпочтительные суспендирующие агенты также минимизируют синерезис, отделение жидкой среды, т.е. основного углеводорода, с образованием слоя на верхней поверхности концентрата после выдерживания.

[0036] Суспендирующий агент может представлять собой любой хорошо известный, промышленно доступный загуститель/суспензионную добавку для органических жидкостей. Подходящими органофильными глинами являются глина с волокнистым строением, такая как сепиолит, аттапульгит и т.п., сукновальная глина, такая как гекторит, монтмориллонит, сапонит, бентонит и т.п., а также продукты реакции глин сукновального типа и катионов, т.е. катионов четверичного аммония. См., например, Dino с соавторами, патент США №6187719, включенный в настоящую заявку посредством ссылки. Согласно одному аспекту настоящего изобретения предпочтительную глину сукновального типа, подходящую для применения с композициями, описанными в настоящей заявке, выбирают из группы, состоящей из бентонита, гекторита, монтмориллонита, бейделлита, сапонита, стевенсита и их смесей, наиболее предпочтительно бентонита.

[0037] Жидкие композиции согласно настоящему изобретению могут также включать одно или более поверхностно-активных веществ. Поверхностно-активные вещества можно добавлять по разным причинам, например для понижения поверхностного натяжения внутри матрицы горной породы, регулирования смачиваемости, образования пены, способствующей удалению твердых продуктов бурения, или по другим причинам. Жидкие сшивающие композиции, описанные в настоящей заявке, могут включать одно или более поверхностно-активных веществ, которые функционируют таким образом, что диспергируют один или более жидких, твердых или газообразных компонентов. Поверхностно-активное вещество может быть ионным (например, анионным, катионным или амфифильным) или неионным. Без ограничения, поверхностно-активные вещества, подходящие для применения в настоящей заявке, включают поверхностно-активные вещества, описанные в патенте США №7150322 (Szymanski, et al., опубликован в 19 декабря 2006 года), патенте США №5566760 (Harris, опубликован в 22 октября 1996 года) и патенте США №6966379 (Chatterji, et al., опубликован в 22 ноября 2005 года). Поверхностно-активное вещество может представлять собой мылоподобные молекулы, содержащие длинную гидрофобную парафиновую цепь с гидрофильными концевыми группами. Поверхностно-активные вещества включают катионные, анионные, неионные или амфотерные соединения, такие как, например, бетаины, сульфатированные или сульфонированные алкоксилаты, четвертичные алкиламины, алкоксилированные линейные спирты, алкилсульфонаты, алкиларилсульфонаты, сульфонаты С1020 алкилдифениловых простых эфиров и т.п. и любые их комбинации. Примеры подходящих поверхностно-активных веществ включают полиэтиленгликоли, простые эфиры алкилированного фенола, додецилсульфат натрия, альфа-олефинсульфонаты, такие как додекансульфонат натрия и бромид триметилгексадециламмония. Поверхностно-активное вещество может включать или состоять из одного или более неионного поверхностно-активного вещества. Предпочтительные неионные поверхностно-активные вещества имеют, в целом, низкие величины гидрофильного-липофильного баланса ("HLB"). Промышленно доступные неионные поверхностно-активные вещества включают, но не ограничиваются ими, ENVIROGEM™ AE01, ENVIROGEM™ AE02 и ENVIROGEM™ АЕ03, которые можно приобрести в компании Air Products and Chemicals, Inc., Аллентаун, Пенсильвания, и RHODOCLEAN™ HP, который можно приобрести в компании Rhodia Inc., Кранбери, Нью-Джерси. Поверхностно-активное вещество может включать этоксилаты третичного алкиламина. Неограничивающие примеры амфотерных поверхностно-активных веществ, которые можно применять в настоящем изобретении, включают лауриламиноксид, смесь лауриламиноксида и миристиламиноксида, кокоаминоксид, лаурилбетаин, олеилбетаин, кокоамидопропилбетаин или их комбинации. Другие подходящие типичные поверхностно-активные вещества для применения в настоящей заявке включают поверхностно-активные вещества, которые можно приобрести в компании Conlen Surfactant Technology, Конро, Техас (США). Количество применяемого поверхностно-активного вещества, при включении, может составлять от примерно 1% мас. до примерно 5% мас., включительно, в том числе, от примерно 2,0% мас. до примерно 3,0% мас., включительно.

[0038] Концентраты согласно настоящему изобретению могут содержать агент, препятствующий синерезису. Как известно, при выдерживании концентраты суспендированных твердых веществ "выделяют" прозрачную жидкость, процесс, известный как «синерезис», при котором жидкость отделяется от концентрата вследствие сжатия смеси твердое вещество/жидкость. Сшивающие композиции согласно настоящему изобретению предпочтительно проявляют максимальный синерезис, составляющий 15% по объему, при статическом выдерживании концентратов в течение шестнадцати часов при 120°F (48,9°С).

[0039] Типичными агентами, препятствующими синерезису (веществами, препятствующими расслаиванию смесей), являются коллоидные кремнеземы и гидрофобные кремнеземы с модифицированной поверхностью, предпочтительно высокодисперсные кремнеземы и синтетические водорастворимые полимеры, которые, в целом, придают вязкость водным текучим средам, не содержащим соли, но которые существенно не увеличивают вязкость формиатных солевых растворов, применяемых в предложенных в настоящем изобретении концентратах.

[0040] Типичные коллоидные кремнеземы, подходящие для применения в настоящем изобретении, описаны в Dobson, Jr. et al., патент США №5728652. Предпочтительные коллоидные кремнеземы представляют собой пирогенные, высокодисперсные кремнеземы. Максимальный размер частиц предпочтительных кремнеземов составляет менее примерно 100 миллимикрон. Частицы кремнезема могут представлять собой свободно агрегированные частицы с размером от примерно 0,5 до 5 микрон, но при смешивании с жидкостью подвергаются дезагрегации до размеров частиц менее 100 миллимикрон. Концентрация возможного кремнеземного агента, препятствующего синерезису, в концентратах согласно настоящему изобретению составляет от 0 до примерно двух фунтов на 42 галлона (баррель) концентрата, предпочтительно от примерно 0,25 до примерно одного фунта на 42 галлона (баррель) концентрата.

[0041] Согласно дополнительным аспектам настоящего изобретения текучие среды, описанные в настоящей заявке, могут также включать одно или более буферных веществ, предназначенных для регулирования и/или поддержания рН полученной текучей среды на уровне, требуемом для сшивания и/или гидратации гелеобразующего агента и затем объединения сшивающего агента с полученной текучей средой с контролируемым показателем рН.

[0042] Предпочтительные концентраты согласно настоящему изобретению являются предпочтительно жидкотекучими при легком перемешивании, например при встряхивании или вращении емкости, содержащей концентрат, или перемешивании с малыми сдвиговыми усилиями в больших емкостях, т.е. гели должны быть хрупкими, если композиция образует гель. Концентраты, которые не образуют гель, являются, конечно, жидкотекучими и представляют собой пример концентратов согласно настоящему изобретению.

[0043] Специалисты в данной области техники, с учетом полезности настоящего изобретения, поймут, что в случае конкретного применения при необходимости в составы для обработки согласно настоящему изобретению могут быть включены дополнительные добавки. Такие добавки могут включать, но не ограничиваются ими, ускорители, твердые расклинивающие наполнители, глинистые регулирующие агенты, ингибиторы коррозии, понизители трения, стабилизаторы гелеобразования, понизители водоотдачи, бактерициды и поверхностно-активные вещества и их комбинации. Подходящие глинистые регулирующие агенты для применения в настоящих композициях включают, но не ограничиваются ими, хлорид калия, хлорид натрия и хлорид тетраметиламмония, их комбинации и их производные.

[0044] Как указано выше, новая особенность настоящего изобретения состоит в том, что жидкости для обработки скважины, содержащие композиции со сшивающими добавками на основе углеводородов, можно получить таким образом, чтобы указанные жидкости (как состав для обработки, так и композиции со сшивающими добавками) содержали по существу низкие или необнаруживаемые уровни загрязняющих углеводородов, в частности одного или более и предпочтительно по меньшей мере трех ароматических загрязняющих углеводородов, выбранных из группы, состоящей из бензола, толуола, этилбензола и изомеров ксилола (n; м- и о-ксилолов), а также алкилзамещенных бензольных загрязняющих веществ, как определено с применением подходящего метода испытаний, такого как методы испытаний ЕРА S.W. 8260В (озаглавленный "Volatile Organic Compounds by Gas Chromatography/Mass Spectrometry (GC/MS)"), S.W. 8015B, 5030 В и/или S.W. 846 (озаглавленный "Test Methods for Evaluating Solid Waste, Physical/Chemical Methods"), другие методы испытаний на основе газовой хроматографии/масс-спектроскопии или эквивалентный метод.

[0045] Для определения уровней ВТЕХ можно также использовать дополнительные аналитические методы испытаний по отдельности или в сочетании со способами, перечисленными выше, в том числе, но не ограничиваясь ими, методы определения на основе пламенно-ионизационного обнаружения (FID), ультрафиолетового (УФ) поглощения и инфракрасной спектроскопии на основе преобразования Фурье (FTIR). Согласно настоящему изобретению уровень бензола в композиции со сшивающей добавкой на основе углеводородов предпочтительно составляет от примерно 0 ppb до менее 600 частей на миллиард (ppb, где 1 ppb = 1 г/л), уровень толуола составляет менее 1000 ppb, уровень этилбензола составляет менее 700 ppb и уровень ксилола составляет менее 10000 ppb (все ксилолы, представляющие собой комбинацию м-, о- и n-изомеров ксилола); более предпочтительно, уровень бензола составляет от примерно 0 ppb до менее 10 частей на миллиард (ppb), уровень толуола составляет менее 700 ppb, уровень этилбензола составляет менее 300 ppb и уровень ксилола составляет менее 500 ppb (все ксилолы, представляющие собой комбинацию м-, о- и n-изомеров ксилола); даже более предпочтительно, уровень бензола составляет от примерно 0 ppb до менее 5 частей на миллиард (ppb), уровень толуола составляет менее 150 ppb, уровень этилбензола составляет менее 50 ppb и уровень ксилола составляет менее 200 ppb (все ксилолы, представляющие собой комбинацию м-, о- и n-изомеров ксилола), как определено с помощью одного или более методов испытаний, перечисленных выше. Согласно дополнительному аспекту настоящего изобретения уровень бензола в композициях со сшивающими добавками на основе углеводородов, описанных в настоящей заявке, составляет от примерно 0 ppb до менее 1 частей на миллиард (ppb), уровень толуола составляет менее 10 ppb, уровень этилбензола - менее 50 ppb и уровень ксилола составляет менее 50 ppb (все ксилолы, представляющие собой комбинацию м-, о- и n-изомеров ксилола).

[0046] При типичном применении боратную сшивающую композицию согласно настоящему изобретению, содержащую необнаруживаемые уровни одного или более загрязняющих веществ ВТЕХ, добавляют в качестве единственного жидкого компонента к желатинизированной с помощью галактоманнана водной жидкости для обработки скважин. Указанная композиция регулирует показатель рН жидкости для обработки на уровне, при котором борат замедленного действия, содержащийся в ней, эффективно сшивает гидратированный галактоманнановый гелеобразующий агент в течение требуемого периода времени, например от примерно 1 до примерно 120 минут, который определяется временем схватывания полимера. Время схватывания полимера определяют путем добавления 250 мл специальной желатинизированной жидкости в 500 мл сосуд смесителя или в гомогенизатор Уоринга при комнатной температуре. Скорость смесителя устанавливают таким образом, что основание вихря, создаваемого в жидкости внутри сосуда, находится сверху стопорной гайки для набора лопастей, при этом засасывание воздуха сведено к минимуму. Затем в сосуд добавляют требуемое количество сшивающей композиции и измеряют время уменьшения вихря (схватывания полимера), начиная от времени добавления сшивающего агента.

[0047] Вода, используемая для получения улучшенных поперечно сшитых жидкостей для обработки скважин, может представлять собой пресную воду, соленую воду, соляной раствор или любую другую водную жидкость, которая не взаимодействует неблагоприятным образом с другими компонентами жидкостей для обработки пласта. Вода обычно содержит одну или более солей для подавления набухания глины в подземных пластах или зонах, подвергаемых обработке, или для увеличения массы жидкости для обработки. Наиболее распространенной применяемой солью, подавляющей набухание глины, является хлорид калия (KCl), но можно также использовать и другие соли, такие как NaCl, NaBr, KBr и т.п. Для облегчения гидратации применяемого галактоманнанового гелеобразующего агента показатель рН воды предпочтительно устанавливают в диапазоне от примерно 6 до примерно 8,5, но его также можно повышать или уменьшать в зависимости от технических условий подземного пласта, подвергаемого обработке.

[0048] Гелеобразующие агенты, подходящие для применения в настоящем изобретении, могут представлять собой один или более материалов, которые могут быть желатинизированы, поперечно сшиты или и то, и другое. Указанный материал может представлять собой один или более органический материал. Гелеобразующий агент может представлять собой или включать один или более олигомеров, один или более полимеров, или и то, и другое. Он может быть синтетическим, иметь природное происхождение или и то и другое. Не будучи связанными теорией, при применении в композициях жидкостей для гидроразрыва пласта, используемых для обработки скважины, гелеобразующий агент может функционировать таким образом, чтобы удерживать трещину в подземном пласте открытой с тем, чтобы расклинивающий наполнитель мог проникнуть в трещину и/или дополнительно ее расширить. Типичные гелеобразующие агенты, которые можно использовать согласно настоящему изобретению, включают галактоманнановые гелеобразующие агенты, в том числе природные смолы и их производные, такие как гуаровая смола, смола из плодов рожкового дерева, камедь тары, смола гледичии сладкой, смола тамаринд, смола карайя, трагакантовая камедь, каррагенин и т.п. Указанные смолы, в целом, характеризуются тем, что содержат линейную основную цепь, состоящую из звеньев маннозы, содержащих различные количества звеньев галактозы, присоединенных к указанной цепи. Смолы можно получить таким образом, чтобы они содержали одну или более функциональных групп, таких как цис-гидроксил, гидроксил, карбоксил, сульфат, сульфонат, амино или амид. Из различных галактоманнановых гелеобразующих агентов, которые можно использовать в настоящем изобретении, предпочтительными являются один или более гелеобразующих агентов, выбранных из группы, состоящей из гуара, гидроксиэтилгуара, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксиэтилгуара и карбоксиметилгидроксипропилгуара. Из указанных соединений наиболее предпочтительным является гуар. При растворении в используемой воде одного или более веществ, выбранных из упомянутых выше галактоманнановых гелеобразующих агентов, указанные агенты гидратируются с образованием вязкого водного геля. Согласно настоящему изобретению применяемый галактоманнановый гелеобразующий агент или агенты растворяются в воде в количестве, составляющем от 0,05% до примерно 1% по массе относительно воды, содержащейся в текучей среде, предпочтительно в количестве от примерно 0,3% до примерно 0,75% по массе воды, содержащейся в текучей среде.

[0049] Количество сшивающей композиции, содержащей необнаруживаемые ВТЕХ и/или алкилбензольные замещенные компоненты, в жидкости для обработки скважин, может составлять от примерно 0,1 галлона на 1000 галлонов воды, содержащейся в жидкости для обработки скважин, до примерно 15 галлонов на 1000 галлонов воды, содержащейся в жидкости для обработки скважин, при применении воды в качестве основной текучей среды жидкости для обработки скважин.

[0050] Жидкости для обработки скважин, подходящие для введения сшивающей композиции согласно настоящему изобретению, включают жидкости для подземного обслуживания скважин, такие как жидкости для гидроразрыва пласта (гидравлического и негидравлического) и жидкости для набивки гравия, текучие среды для обработки скважин, содержащие водную жидкость, полисахаридный способный к сшиванию полимер, гидратированный или способный к гидратации в таких средах, и сшивающую композицию, содержащую необнаруживаемые ВТЕХ компоненты согласно настоящему изобретению.

[0051] При обычной эксплуатации жидкую, по существу не содержащую ароматических углеводородных загрязняющих веществ (например, не содержащую обнаруживаемых ВТЕХ компонентов) боратсодержащую сшивающую композицию согласно настоящему изобретению, описанную выше, объединяют с водной желатинизированной жидкостью для обработки пласта для забуферивания жидкости для обработки пласта и сшивания полисахаридного способного к сшиванию полимерного гелеобразующего агента, содержащегося в такой жидкости. В целом, буферную и сшивающую композицию бората объединяют с жидкостью для обработки пласта в количестве, составляющем от примерно 0,05% до примерно 6,0% по массе относительно воды, содержащейся в жидкости для обработки пласта, предпочтительно в количестве, составляющем от примерно 0,1% мас. до примерно 3,0% мас., включительно.

[0052] Следующие примеры приведены для иллюстрации предпочтительных вариантов реализации изобретения. Специалистам в данной области техники следует иметь в виду, что методы, описанные в примерах, приведенных ниже, представляют собой методы, предложенные автором (авторами) изобретения, которые хорошо работают при практической реализации настоящего изобретения и, таким образом, могут рассматриваться как предпочтительные способы его реализации на практике. Однако в свете настоящего описания специалистам в данной области техники следует иметь в виду, что в рассмотренных конкретных вариантах реализации изобретения можно сделать много изменений и, тем не менее, получить одинаковый или похожий результат, не отклоняясь от объема настоящего изобретения.

[0053] ПРИМЕРЫ

[0054] Пример 1: Получение сшивающей добавки с низким уровнем ВТЕХ.

[0055] Гидроочищенный легкий дистиллят (229,0 мл; 46,23% мас.; LVT® - 200, который можно приобрести в компании Calumet Specialty Products Partners, L.P., Индианаполис, Индиана) помещали в подходящий смесительный сосуд и добавляли 9,0 г (2,20% мас.) Claytone IMG-400 (который можно приобрести в компании Southern Clay Products, Гонзалес, Техас) при перемешивании. Затем добавляли пропиленкарбонат (1,0 мл; 0,29% мас.), с последующим добавлением 9,0 мл (2,25% мас.) CST-7605D (который можно приобрести в компании Conlen Surfactant Technology, Конро, Техас) и сухого улексита (200,2 г; 49,02% мас.; полученный из региона Бигадич Турции и содержащий D-50 с размером примерно 11 микрон). Указанную смесь перемешивали до завершения смешивания и в полученном растворе определяли уровни ВТЕХ, используя способ 8260В EPA, метод газовой хроматографии/масс-спектрометрии (ГХ/МС) для определения летучих органических соединений в матрице композиции (таблица В). Уровни ВТЕХ для отдельных компонентов нефти и поверхностно-активных веществ приведены ниже в таблице С.

[0056]

[0057]

[0058] Можно разработать другие и дополнительные варианты реализации изобретения, в которых применяют один или более аспектов настоящего изобретения, описанных выше, без отклонения от сущности изобретения, представленного Заявителем. Например, в композиции, описанные в настоящей заявке, можно включить технологические специфические добавки в зависимости от конкретных особенностей производственной деятельности и конкретного типа пласта, при условии, что добавление таких конкретных технологических добавок не повлияет на уровни ВТЕХ (т.е., обнаруживаемые уровни ВТЕХ не возрастают и сохраняются низкими или необнаруживаемыми), что, тем самым, делает такую систему хорошо приспособленной к требованиям заказчика. Кроме того, различные способы и варианты реализации способов производства и доставки композиций, а также способы получения таких композиций являются наиболее полезными при сочетании друг с другом с получением различных модификаций описанных способов и вариантов реализации изобретения. Описание элементов в единственном числе может включать элементы во множественном числе и наоборот.

[0059] Стадии можно выполнять в различной последовательности, если их порядок специально не ограничения. Различные стадии, описанные в настоящей заявке, можно комбинировать с другими стадиями, включать в определенные стадии и/или разбивать на несколько стадий. Подобным образом, элементы были описаны функционально и могут быть реализованы в виде отдельных компонентов или могут быть объединены в компоненты, обладающие несколькими функциями.

[0060] Настоящее изобретение было описано в контексте предпочтительных и других вариантов реализации, при этом не каждый вариант реализации был описан. Очевидные модификации и изменения описанных вариантов реализации изобретения доступны специалистам в данной области техники. Описанные и не описанные варианты реализации изобретения не предполагают ограничить или сузить объем или применимость изобретения, предложенного Заявителями, но скорее, в соответствии с патентным законодательством Заявители намерены в полной мере защитить все такие модификации и улучшения, попадающие в объем или диапазон эквивалента следующей формулы изобретения.

1. Способ обработки зоны подземного пласта, вскрытого с помощью буровой скважины, включающий:

использование маслянистой сшивающей жидкой композиции, содержащей маслянистую жидкость, суспендирующий агент, который представляет собой глину или филлосиликатный материал, поверхностно-активное вещество и борсодержащий сшивающий агент,

при этом маслянистая жидкость представляет собой углеводородное масло с температурой вспышки, которая составляет от 70°C до 300°C и содержит 0,1% от максимальной массы ароматических углеводородов, выбранных из бензола, толуола, этилбензола и м-, о- и п-ксилолов (ВТЕХ) и алкилзамещенных бензольных компонентов;

получение жидкости для обработки пласта, состоящей из воды, гелеобразующего агента и маслянистой сшивающей жидкой композиции; и

введение указанной жидкости для обработки пласта в зону внутри буровой скважины, вскрывающей подземный пласт,

при этом маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 ppb до менее 5 ppb бензола, от 0 ppb до менее 1000 ppb толуола, от 0 ppb до менее 700 ppb этилбензола и от 0 ppb до менее 10000 ppb ксилола (все ксилолы, включая м-, п- и о-ксилол) и от 0 ppb до менее 1000 ppb алкилзамещенных бензольных компонентов, включая С2- и С3-бензолы, определенных с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.2

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 ppb до менее 1 ppb бензола, от 0 ppb до менее 800 ppb толуола, от 0 ppb до менее 300 ppb этилбензола и от 0 ppb до менее 600 ppb ксилола (все ксилолы), как определено с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит:

от 0 ppb до менее 1 ppb бензола,

от 0 ppb до менее 700 ppb толуола,

от 0 ppb до менее 300 ppb этилбензола и

от 0 ppb до менее 500 ppb ксилола (все ксилолы), как определено с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что маслянистая сшивающая жидкая композиция, протестированная согласно методу испытаний ЕРА SW 8260, содержит необнаруживаемые уровни одного или более соединений, выбранных из бензола, толуола, этилбензола и/или ксилола (всех ксилолов).

5. Способ по любому из пп. 2-4, отличающийся тем, что маслянистая сшивающая жидкая композиция дополнительно содержит один или несколько дефлокулянтов, поверхностно-активных веществ и/или добавок, препятствующих синерезису, выбранных из коллоидных кремнеземов, гидрофобных кремнеземов с модифицированной поверхностью и высокодисперсных кремнеземов.

6. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что глина представляет собой палыгорскитовую глину, выбранную из группы, состоящей из сепиолита, аттапульгита, туперссуатсиаита, йофортьерита и калиферсита.

7. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что глина представляет собой сукновальную глину, такую как гекторит, монтмориллонит, сапонит, бентонит, бейделлит, нонтронит, волконскоит, свайнфордит, альмбосит, курумсакит и яхонтовит.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что сшивающий агент представляет собой борсодержащее соединение, способное высвобождать по меньшей мере один ион бората на молекулу соединения в растворе.

9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что борсодержащий сшивающий агент представляет собой борную кислоту, борный оксид, борат щелочного металла, борат щелочноземельного металла, органический борат или их смесь.

10. Способ по п. 8, отличающийся тем, что борсодержащий сшивающий агент представляет собой пробертит, улексит, ноблеит, гроверит, фроловит, колеманит, мейергофферит, иниоит, прайсеит, терчит, джинорит, пинноит, патерноит, курнаковит, индерит, преображенскит, гидроборацит, индерборит, калиборит или витчит.

11. Способ по п. 8, отличающийся тем, что сшивающий агент присутствует в сшивающей жидкой композиции в количестве от 23 кг (50 фунтов) на 159 л (42 галлона (баррель)) жидкой композиции до 113 кг (250 фунтов) на 159 л (42 галлона (баррель)) жидкой композиции.

12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что жидкость для обработки пласта дополнительно содержит твердые расклинивающие наполнители.

13. Маслянистая сшивающая жидкая композиция для подземного обслуживания скважин, содержащая:

маслянистую жидкость, представляющую собой гидроочищенный углеводород;

борсодержащий сшивающий агент с диапазоном растворимости в воде от 0,1 кг/м3 до 10 кг/м3 при 22°C; и

суспендирующий агент, который представляет собой глину или филлосиликатный материал,

при этом маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 ppb до менее 5 ppb бензола, от 0 ppb до менее 1000 ppb толуола, от 0 ppb до менее 700 ppb этилбензола и от 0 ppb до менее 10000 ppb ксилола (все ксилолы, включая м-, п- и о-ксилол) и от 0 ppb до менее 1000 ppb алкилзамещенных бензольных компонентов, включая С2- и С3-бензолы, определенных с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.

14. Композиция по п. 13, отличающаяся тем, что композция содержит от 0 ppb до менее 1 ppb бензола, от 0 ppb до менее 800 ppb толуола, от 0 ppb до менее 300 ppb этилбензола и от 0 ppb до менее 600 ppb ксилола (все ксилолы), как определено с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.

15. Композиция по п. 14, отличающаяся тем, что композиция содержит:

от 0 ppb до менее 1 ppb бензола,

от 0 ppb до менее 700 ppb толуола,

от 0 ppb до менее 300 ppb этилбензола и

от 0 ppb до менее 500 ppb ксилола (все ксилолы), как определено с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.

16. Композиция по п. 13, отличающаяся тем, что композиция, протестированная согласно методу испытаний ЕРА SW 8260, содержит необнаруживаемые уровни одного или более соединений, выбранных из бензола, толуола, этилбензола и/или ксилола (всех ксилолов).

17. Композиция по любому из пп. 13-16, отличающаяся тем, что дополнительно содержит один или несколько дефлюкантов, поверхностно-активных веществ и/или добавок, препятствующих синерезису, выбранных из коллоидных кремнеземов, гидрофобных кремнеземов с модифицированной поверхностью и высокодисперсных кремнеземов

18. Композиция по любому из пп. 13-16, отличающаяся тем, что глина представляет собой палыгорскитовую глину, выбранную из группы, состоящей из сепиолита, аттапульгита, туперссуатсиаита, йофортьерита и калиферсита.

19. Композиция по любому из пп. 13-16, отличающаяся тем, что глина представляет собой сукновальную глину, такую как гекторит, монтмориллонит, сапонит, бентонит, бейделлит, нонтронит, волконскоит, свайнфордит, альмбосит, курумсакит и яхонтовит.

20. Композиция по п. 13, отличающаяся тем, что сшивающий агент представляет собой борсодержащее соединение, способное высвобождать по меньшей мере один ион бората на молекулу соединения в растворе.

21. Композиция по п. 20, отличающаяся тем, что борсодержащий сшивающий агент представляет собой борную кислоту, борный оксид, борат щелочного металла, борат щелочно-земельного металла, органический борат или их смесь.

22. Композиция по п. 20, отличающаяся тем, что борсодержащий сшивающий агент представляет собой пробертит, улексит, ноблеит, гроверит, фроловит, колеманит, мейергофферит, иниоит, прайсеит, терчит, джинорит, пинноит, патерноит, курнаковит, индерит, преображенскит, гидроборацит, индерборит, калиборит или витчит.

23. Композиция по п. 20, отличающаяся тем, что сшивающий агент присутствует в композиции в количестве от 23 кг (50 фунтов) на 159 л (42 галлона (баррель)) коммпозиции до 113 кг (250 фунтов) на 159 л (42 галлона (баррель)) композиции.

24. Маслянистая сшивающая жидкая композиция по п. 13, где:

гидроочищенным углеводородом является жидкий углеводород, содержащий от 9

до 16 атомов углерода (C9-C16) с температурой вспышки, которая составляет от 70°C до 300°C; и

при этом маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 ppb до менее 5 ppb бензола, от 0 ppb до менее 1000 ppb толуола, от 0 ppb до менее 700 ppb этилбензола и от 0 ppb до менее 10000 ppb ксилола (все ксилолы, включая м-, п- и о-ксилол) и от 0 ppb до менее 1000 ppb алкилзамещенных бензольных компонентов, в том числе С2- и С3-бензолы, как определено с применением метода испытаний ЕРА SW 8260 или с помощью анализа ГХ/МС.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва подземного пласта. Для создания в расклиненных трещинах стабилизированных каналов высокой проводимости в ствол скважины сначала закачивают первую гидроразрывную жидкость, не содержащую частиц проппанта, а затем вторую гидроразрывную жидкость, представляющую собой суспензию частиц проппанта.

Группа изобретений относится к интенсификации скважин, вскрывающих подземные пласты, а более конкретно к гидроразрывной интенсификации с помощью введения в гидроразрыв проппанта для формирования зон с низким сопротивлением для добычи углеводородов.

Изобретение относится к расклинивающим наполнителям и способам их создания. Описывается множество керамических расклинивающих наполнителей, где наполнители являются монодисперсными с распределением, являющимся распределением 3-сигма или ниже с шириной общего распределения 5% или менее от среднего размера частиц, а также другие варианты указанных наполнителей, способы изготовления этих расклинивающих наполнителей и способы использования этих расклинивающих наполнителей в извлечении углеводородов.

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может быть применено для проведения геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти. Способ заключается в том, что до осуществления ГРП проводят предварительные комплексные геофизические исследования скважины (ГИС) и производят закачку в интервалы перфорации поочередно жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гетерогенного размещения проппанта в трещине гидравлического разрыва. Способ включает закачку первой жидкости для обработки, содержащей газ и по существу лишенной макроскопических частиц, через ствол скважины под давлением, достаточным для инициирования гидроразрыва в подземном пласте; закачку второй жидкости для обработки, содержащей проппант и экстраметрический материал, через ствол скважин в разрыв, где закачка достигается различными импульсными концентрациями проппанта в графике закачки, и формирование множества групп проппанта, содержащих проппант и экстраметрический материал, в разрыве.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым Доманиковым коллектором.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для проведения гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине. При проведении гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине выполняют перфорацию стенок скважины в интервале пласта скважины, спуск колонны труб с пакером, установку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва в виде сшитого или линейного геля, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом средних и/или крупных фракций с конечной концентрацией проппанта не менее 800 кг/м3.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена при гидроразрыве пластов. Предлагается способ выполнения гидроразрыва на буровой площадке в подземном пласте с сетью трещин и с естественной трещиноватостью.

В настоящем изобретении предложены модифицированные проппанты и способы их получения. Модифицированный проппант, содержащий субстрат частицы проппанта и гидрогелевое покрытие, где указанное покрытие содержит образующий гидрогель полимер, имеет толщину от 0,01% до 20% среднего диаметра указанного субстрата, образующий гидрогель полимер набухает при контакте с жидкостью на водной основе с образованием гидрогелевого покрытия вокруг субстрата частицы проппанта, после гидратации и набухания указанное покрытие имеет толщину от 10% до 1000% среднего диаметра частиц субстрата проппанта, указанный образующий гидрогель полимер поперечно сшит с обеспечением при этом повышения свойств полимера к водопоглощению и набуханию.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в наклонно направленных и горизонтальных стволах скважин продуктивных пластов в слабосцементированных породах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам разработки запасов газа из залежей природных гидратов. Технический результат - увеличение скорости выделения метана из гидратов и степени конверсии гидратного метана в свободный газ.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке пластов. В способе повышения нефтеотдачи трещиноватых, хорошо проницаемых, среднепроницаемых пористых пластов и пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта, включающем закачку водного раствора, в котором суспендирована смесь модифицированного бентонитового глинопорошка - МБГП с добавкой и содержащего частично гидролизованный полиакриламид - ЧГПАА, в водном растворе суспендирована смесь, содержащая в качестве добавки кварцевый песок в соотношении МБГП к кварцевому песку от 10:1 до 4:1 при количестве 5-10 мас.

Изобретение относится к химии нефти и касается использования неорганических реагентов для нефтедобывающей промышленности, в частности, для кислотной и солевой обработки нефтесодержащего пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи обводненного нефтяного пласта за счет доотмыва остаточной нефти.

Использование: изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - увеличение эффективности и успешности проведения обработки призабойной зоны ОПЗ.

Изобретение относится к операциям обработки скважин с использованием реагентов. Композит для обработки скважин, содержащий реагент для обработки скважин и обожженный пористый оксид металла, где пористость и проницаемость обожженного пористого оксида металла является такой, что реагент для обработки скважин адсорбируется во внутрипоровых пространствах пористого оксида металла, и кроме того: площадь поверхности обожженного пористого оксида металла составляет от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 10 м2/г, диаметр частиц 0,1 3 мм и объем пор указанного оксида металла от 0,01 до 0,10 см3/г.

Группа изобретений относится к тепловым способам извлечения углеводородов из подземных формаций. Технический результат - увеличение добычи продукции при таком же количестве вводимого пара, повышение тепловой эффективности, снижение поверхностного натяжения нефть-вода.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных пластов сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения неоднородных пластов сверхвязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для увеличения нефтеотдачи пластов, сложенных карбонатными коллекторами гидрофобными или со смешанной смачиваемостью.
Наверх