Флюиды для обработки, содержащие слабоэмульгирующие поверхностно-активные вещества, и связанные способы

Авторы патента:


Флюиды для обработки, содержащие слабоэмульгирующие поверхностно-активные вещества, и связанные способы
Флюиды для обработки, содержащие слабоэмульгирующие поверхностно-активные вещества, и связанные способы
Флюиды для обработки, содержащие слабоэмульгирующие поверхностно-активные вещества, и связанные способы
Флюиды для обработки, содержащие слабоэмульгирующие поверхностно-активные вещества, и связанные способы
Флюиды для обработки, содержащие слабоэмульгирующие поверхностно-активные вещества, и связанные способы

 


Владельцы патента RU 2619965:

МУЛЬТИ-ЧЕМ ГРУП, ЛЛС (US)

Изобретение относится к обработке подземных пластов. Способ обработки подземного пласта, включающий обеспечение флюида для обработки, содержащего слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество - СЭПАВ, флюид водной основы и кислоту, введение указанного флюида в по меньшей мере часть подземного пласта, обеспечение возможности взаимодействия по меньшей мере части флюида с по меньшей мере частью подземного пласта с образованием одной или более пустот в подземном пласте и дополнительно образование в подземном пласте одной или более короткоживущих эмульсий типа «масло в кислоте». Способ обработки подземного пласта, включающий обеспечение флюида для обработки, содержащего СЭПАВ и флюид водной основы, и введение указанного флюида в по меньшей мере часть подземного пласта при давлении или выше давления, достаточного для создания или увеличения одной или более трещин в подземном пласте, обеспечение возможности взаимодействия по меньшей мере части флюида с по меньшей мере частью подземного пласта с образованием одной или более пустот в подземном пласте и дополнительно образование в подземном пласте одной или более короткоживущих эмульсий типа «масло в кислоте». Флюид для обработки подземного пласта, содержащий СЭПАВ, выбранное из группы, состоящей из: этоксилированных длинноцепочечных спиртов, полиглюкозидов, алкиламмония бромидов; алкилсульфонатов; алкоксилированных сульфатов; гидроксисультаинов и любой их комбинации, флюид водной основы и кислоту, где указанное СЭПАВ содержится в количестве, достаточном для образования в подземном пласте короткоживущей эмульсии типа «масло в воде». Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение производительности скважин. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл., 2 пр.

 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

[0001] Настоящая заявка испрашивает приоритет на основании предварительной заявки на патент США с серийным номером 61/814089, озаглавленной «Флюиды для обработки, содержащие слабоэмульгирующие поверхностно-активные вещества и связанные способы», поданной 19 апреля 2013 года, содержание которой полностью включено в настоящую заявку посредством ссылки.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0002] Настоящее изобретение относится к способам и композициям для обработки подземных пластов. Более конкретно, настоящее изобретение относится к флюидам для обработки, которые содержат слабоэмульгирующее («СЭ») поверхностно-активное вещество, и к связанным способам.

[0003] Флюиды для обработки могут быть использованы при различных обработках подземного пласта. Такие обработки включают, но не ограничиваются ими, интенсификацию притока и методы улучшения или увеличения нефтеотдачи. В настоящем документе термин «обрабатывать» или «обработка» относится к любой подземной операции, в которой используют флюид, выполняющий требуемую функцию и/или требуемое назначение. Термин «обрабатывать» или «обработка» не обязательно подразумевает какое-либо конкретное действие, выполняемое флюидом.

[0004] Одна из стандартных операций по интенсификации притока, при которой используют флюид для обработки, представляет собой гидравлический разрыв. Операции гидравлического разрыва обычно включают нагнетание флюида для обработки (например, жидкости для гидроразрыва) в ствол скважины, проходящий через подземный пласт, под достаточным гидравлическим давлением для создания или усиления одной или более разломов или «трещин» в подземном пласте. Жидкость для гидроразрыва может содержать частицы твердого вещества, которые зачастую называют «частицами проппанта», оседающие в трещинах. Функция частиц проппанта, inter alia, заключается в предотвращении полного смыкания трещин при сбрасывании гидравлического давления, образовании проводящих каналов, через которые жидкости могут протекать в ствол скважины. После того как образовалась по меньшей мере одна трещина, и частицы проппанта, по существу, заняли свое место, вязкость жидкости для гидроразрыва обычно снижается, и жидкость для гидроразрыва может быть извлечена из пласта.

[0005] Другая операция по интенсификации притока, при которой используют флюид для обработки, представляет собой кислотную обработка. При кислотной обработке подземные пласты, содержащие растворимые в кислой среде компоненты, такие как компоненты, находящиеся в карбонатных пластах и песчаниках, приходят в контакт с флюидом для обработки, содержащим кислоту. Например, если хлористоводородная кислота контактирует и взаимодействует в пласте с карбонатом кальция, то карбонат кальция расходуется с образованием воды, диоксида углерода и хлорида кальция. После завершения кислотной обработки вода и соли, растворенные в ней, могут быть извлечены на поверхность, например, «обратным притоком» скважины, в результате чего в пласте остается одна или более пустот (например, каналов), которые повышают проницаемость пласта и могут увеличивать скорость, с которой впоследствии можно добывать углеводороды из пласта. Один из методов кислотной обработки, известный как «кислотный гидроразрыв», включает закачивание флюида для обработки, содержащего кислоту, в пласт под давлением, достаточным для создания или увеличения одной или более трещин в подземном пласте. Помимо одной или более трещин, увеличенных в пласте под действием гидроразрыва, кислотный флюид для обработки может обеспечивать в том же пласте еще одну или более пустот. Другой способ кислотной обработки, известный как «матричная кислотная обработка», включает закачивание флюида для обработки в пласт при более низком давлении, чем давление, которое обеспечивает образование или увеличение одной или более трещин в подземном пласте. Метод кислотной обработки также может обеспечивать образование одной или более пустот в пласте.

[0006] Поверхностно-активные вещества широко используют в операциях интенсификации притока, в том числе при гидравлическом разрыве и кислотной обработке (при кислотном гидроразрыве и матричной кислотной обработке). Поверхностно-активные вещества также могут быть использованы в операциях увеличенной или улучшенной нефтеотдачи. На выбор поверхностно-активного вещества для применения в таких способах и операциях обработки могут влиять многочисленные переменные, такие как поверхностное натяжение на границе раздела, смачиваемость, совместимость с другими добавками (такими как другие добавки, используемые при кислотных обработках) и склонность к эмульгированию. Во многих обычных способах и операциях обработки, таких как гидравлический разрыв и кислотная обработка, используют неэмульгирующие («НЭ») поверхностно-активные вещества во избежание образования плотных эмульсий между масляной и водной фазами в пласте. Плотные эмульсии предположительно блокируют течение нефти и газа из-за закупоривания отверстий пор, пустот, трещин или других каналов в пласте. Такое повреждение пласта может значительно снижать добычу.

[0007] Однако применение НЭ поверхностно-активных веществ при операциях интенсификации, таких как кислотная обработка, может приводить к неоптимальному потоку нефти и/или газа из пласта.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

[0008] Настоящее изобретение и его преимущества станут более понятны со ссылкой на следующее описание вместе с сопровождающими чертежами, где:

[0009] На фиг. 1 представлен график, иллюстрирующий сравнение скоростей разделения масляной и водной фаз составов для кислотной обработки, содержащих НЭ поверхностно-активное вещество и СЭ поверхностно-активное вещество, через 10 минут после смешивания, измеренных при помощи анализатора эмульсий и дисперсий.

[0010] На фиг. 2 представлена фотография смесей образцов масляной и водной жидкостей, подвергнутых испытанию на осадкообразование, выполненному при температуре породы в скважине и в среде активной кислоты.

[0011] На фиг. 3 представлена фотография смесей образцов масляной и водной жидкостей, подвергнутых испытанию на осадкообразование, выполненному при температуре породы в скважине и в среде отработанной кислоты.

[0012] На фиг. 4 представлена диаграмма, иллюстрирующая сравнение производительности скважин, обработанных флюидами для обработки, содержащими СЭ поверхностно-активное вещество, и соседних скважин, обработанных флюидами для обработки, содержащими НЭ поверхностно-активное вещества.

[0013] Хотя настоящее изобретение может быть подвержено различным модификациям и альтернативным формам, на фигурах в качестве примера представлены некоторые иллюстративные варианты его реализации, подробно описанные в настоящем документе. Однако следует понимать, что описание конкретных вариантов реализации изобретения, представленное в настоящем документе, не предназначено для ограничения или определения настоящего изобретения до конкретных описанных форм, а напротив, настоящее изобретение охватывает все модификации, эквиваленты и альтернативы, входящие в общую идею и рамки границ объема настоящего изобретения, определяемые приложенной формулой изобретения. Указанные фигуры ни в коем случае не следует использовать для ограничения значения заявленных терминов.

[0014] Особенности и преимущества настоящего изобретения станут понятны специалистам в данной области техники при прочтении описания предпочтительных вариантов реализации изобретения, представленного ниже.

ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0015] Настоящее изобретение относится к способам и композициям для обработки подземных пластов. Более конкретно, настоящее изобретение относится к флюидам для обработки, которые содержат СЭ поверхностно-активное вещество, а также к связанным способам.

[0016] Флюиды для обработки согласно настоящему изобретению содержат, в основном, СЭ поверхностно-активное вещество и флюид водной основы. Флюиды для обработки согласно некоторым вариантам реализации изобретения могут дополнительно содержать кислоту. Кроме того, во флюиды для обработки согласно настоящему изобретению могут быть включены другие добавки, подходящие для использования в конкретном применении, как понятно специалистам в данной области техники, имеющим выгоду от настоящего изобретения.

[0017] Среди многих потенциальных достоинств и преимуществ способов и составов согласно настоящему изобретению, СЭ поверхностно-активное вещество во флюидах для обработки в некоторых вариантах реализации настоящего изобретения может способствовать образованию одной или более короткоживущих эмульсий «масло в кислоте» или «масло в воде», которые могут увеличивать подвижность нефти и/или газа в подземном пласте, в то же время предотвращая или иным образом исключая образование плотных эмульсий между масляной и водной фазами в пласте. В частности, одна или более эмульсий «масло в кислоте» или «масло в воде», образованных флюидами для обработки согласно некоторым вариантам реализации, могут иметь более низкое поверхностное натяжение на границе раздела масляной и водной фаз, усиливая, таким образом, склонность молекул нефти и/или газа мигрировать из внутренней части пласта в ствол скважины. Кроме того, указанные коротко живущие эмульсии «масло в кислоте» или «масло в воде» могут диспергировать дополнительные капли нефти и/или газа в кислотной или водной фазе и обеспечивать возможность деформации и продавливания указанных молекул нефти и/или газа через тонкие пространства пор в пластовой породе. В некоторых вариантах реализации изобретения СЭ поверхностно-активное вещество в флюиде для обработки может адсорбироваться на поверхности породы подземного пласта и/или на одной или более молекулах нефти и/или газа в подземном пласте, увеличивая вероятность десорбции нефти и/или газа из породы в подземном пласте. В некоторых вариантах реализации изобретения короткоживущие эмульсии «масло в кислоте» или «масло в воде» могут дополнительно или вместо этого временно задерживать расход кислоты, что потенциально приводит к образованию более крупных пустот или каналов в породе пласта.

[0018] СЭ поверхностно-активные вещества некоторых флюидов для обработки согласно настоящему изобретению могут обеспечивать возможность предотвращения и/или диспергирования кислотного шлама. Кислотный шлам может обусловливать существенное повреждение скважины во время кислотной обработки, например, из-за закупоривания отверстий пор в подземном пласте, таким образом, препятствуя или существенно мешая прохождению нефти и/или газа через пласт в ствол скважины. Кислотный шлам предположительно может образовываться во время кислотной интенсификации из-за взаимодействия между сильной кислотой в составах для кислотной обработки (например, 15% кислота HCl) и асфальтеновыми или парафиновыми соединениями в нефти и/или газе. См. Reitjens, М. и Nieuwpoort, М. 1999. Acid-Sludge: How Small Particles Can Make a Big Impact. Документ SPE 54727, представленный на Европейской конференции общества инженеров-нефтяников, посвященной повреждению пласта (SPE European Formation Damage Conference), Гаага, Нидерланды, 31 мая - 1 июня. http://dx.doi.org/10.2118/54727-MS (имеется также на странице http://www.onepetro.org/mslib/servlet/onepetropreview?id=00054727&soc=SPE). Шлам также может стать достаточно большим для закупоривания отверстий пор в пласте, вызывая повреждение пласта. В некоторых вариантах реализации изобретения СЭ поверхностно-активные вещества могут диффундировать к границе раздела между масляной и водной фазами для противодействия или иного предотвращения влияния асфальтеновых или парафиновых соединений на указанной границе раздела, предупреждая, таким образом, их выход из масляной фазы. В некоторых вариантах реализации это может обеспечивать возможность применения кислотных флюидов для обработки без необходимости в дополнительных агентах для предотвращения образования шлама. Точно так же, наличие СЭ поверхностно-активного вещества в некоторых флюидах для обработки согласно настоящему изобретению, может обеспечивать возможность исключения необходимости введения дополнительных проникающих поверхностно-активных веществ во флюиды для обработки согласно указанным вариантам реализации.

[0019] Соответственно, флюиды для обработки согласно некоторым вариантам реализации настоящего изобретения могут обеспечивать значительное преимущество при добыче нефти и/или газа, по сравнению с применением флюидов для обработки, содержащих вместо этого НЭ поверхностно-активные вещества. НЭ поверхностно-активные вещества, в отличие от СЭ поверхностно-активных веществ согласно некоторым вариантам реализации настоящего изобретения, обычно используют для подавления степени образования эмульсий, включая эмульсии «масло в кислоте», «масло в воде» или другие эмульсии «масло в водной фазе». Например, на фиг. 1 представлено сравнение эмульгирующей способности флюидов для обработки, содержащих НЭ поверхностно-активное вещество, и флюидов для обработки, содержащих СЭ поверхностно-активное вещество. В частности, на фиг. 1 показаны скорости разделения нефти и кислоты, определенные при помощи анализатора эмульсий и дисперсий, через 10 минут после смешивания с флюидов для обработки, содержащих либо НЭ поверхностно-активное вещество, либо СЭ поверхностно-активное вещество (которые в остальном идентичны) при содержании поверхностно-активного вещества 4000 ppm (0,4%). Как показано на фиг. 1, флюид для обработки, содержащий СЭ поверхностно-активное вещество, имеет более низкую скорость разделения по ее показателю (порядок 0-1), измеренную при помощи анализатора эмульсий и дисперсий, по сравнению со скоростью разделения флюида для обработки, содержащего НЭ поверхностно-активное вещество. Более низкая скорость разделения составов, содержащих СЭ, может показывать, среди прочего, что СЭ поверхностно-активное вещество имеет более высокую эмульгирующую способность, чем НЭ поверхностно-активное вещество.

[0020] СЭ поверхностно-активные вещества, подходящие для применения в некоторых вариантах реализации настоящего изобретения, включают любое поверхностно-активное вещество, способное образовывать относительно коротко живущие или временные эмульсии «масло в кислоте», «масло в воде» или другую эмульсию «масло в водной фазе». В некоторых вариантах реализации изобретения подходящие СЭ поверхностно-активные вещества могут быть охарактеризованы по их способности образовывать эмульсии «масло в кислоте» или «масло в воде», которые разрушаются и преобразуются при воздействии на эмульсию сдвиговых сил. Так, в некоторых вариантах реализации изобретения применение флюида для обработки, содержащего СЭ поверхностно-активное вещество, в пласте может приводить к получению эмульсий, которые разрушаются и преобразуются при воздействии на них сдвиговых сил в пласте.

[0021] В некоторых вариантах реализации изобретения пригодность поверхностно-активного вещества в качестве СЭ поверхностно-активного вещества зависит от одной или более характеристик сырой нефти и/или газа в пласте (такой как одна или более характеристик сырой нефти и/или газа в пласте, описанном в настоящем документе). Так, в некоторых вариантах реализации изобретения может потребоваться анализ сырой нефти для определения подходящего СЭ поверхностно-активного вещества для применения в пласте, содержащем анализированную сырую нефть. Кроме того, в некоторых вариантах реализации возможность поверхностно-активного вещества действовать как слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество может быть подтверждена соответствующими испытаниями, такими как испытания динамического поверхностного натяжения, межфазового поверхностного натяжения, смачиваемости, эмульгирующей способности и/или способности к осадкообразованию, известными в данной области техники. См., например, Xu, L. и Fu, Q. 2012. Ensuring Better Well Stimulation in Unconventional Oil and Gas Formations by Optimizing Surfactant Additives. Документ SPE 154242, подготовленный для презентации на Восточной региональной встрече инженеров-нефтяников (SPE Western Regional Meeting) в Бейкерсфильде, штат Калифония, США, 19-23 марта 2012 года; Grattoni, С.A., Chiotis, E.D. и Dawe, R.A. 1995. Determination of Relative Wettability of Porous Sandstones by Imbibition Studies. Journal of Chem. Tech. and Biotech., 64 (1): 17-24. doi: 10.1002/jctb.280640104; Hirasaki, G., Zhang, D.L. 2004. Surface Chemistry of Oil Recovery From Fractured, Oil-Wet, Carbonate Formations. SPE Journal, 9 (2): 15-162. doi: 10.2118/88365-PA; Somasundaran, P. и Zhang, L. 2006. Adsorption of Surfactants on Minerals for Wettability Control in Improved Oil Recovery Processes. Journal of Petroleum Science and Engineering, 52 (1-4): 198-212. doi:10.1016/j.petrol.2006.03.022; Tadros, T.F. 2005. Applied Surfactants: Principles and Applications, Wiley-VCH; Tongcumpou, C, Acosta, E.J., Quencer, L.B., Joseph, A.F., Scamehorn, J.F., Sabatini, D.A., Yanumet, N. и Chavadej, S. 2005. Microemulsion Formation and Detergency with Oily Soils: III. Performance and Mechanisms. Journal of Surfactants and Detergents, 8 (2): 147-156. doi: 10.1007/s11743-005-340-8. Специалисты в данной области техники, имеющие выгоду от настоящего изобретения, знают, как определить, является ли поверхностно-активное вещество подходящим слабоэмульгирующим поверхностно-активным веществом для конкретной сырой нефти.

[0022] В некоторых вариантах реализации изобретения СЭ поверхностно-активное вещество может быть катионным, тогда как в других вариантах реализации оно может быть анионным или, в других вариантах реализации, амфотерным, цвиттер-ионным или неионогенным, соответственно. В некоторых вариантах реализации требуемая ионизация, при ее наличии, СЭ поверхностно-активного вещества по меньшей мере частично может быть определена по одной или более характеристикам нефти и/или газа в подземном пласте. Например, заряд СЭ поверхностно-активного вещества согласно некоторым вариантам реализации флюида для обработки может быть таким, что СЭ поверхностно-активное вещество может вызывать парные взаимодействия (такие как, например, электростатические взаимодействия) в одной или более молекулами нефти и/или газа в подземном пласте. Механизм парного взаимодействия рассмотрен учеными Salehi et al., которые показали, что два главных механизма, отвечающих за изменение смачиваемости породы пласта, смоченной нефтью и смоченной некоторой комбинацией, представляют собой образование ионной пары и адсорбцию молекул поверхностно-активного вещества за счет взаимодействий с компонентами сырой нефти, адсорбированными на поверхности породы. См. Salehi, М., Johnson, S.J. и Liang, J.T. 2008. Mechanistic Study of Wettability Alteration using Surfactants with Applications in Naturally Fractures Reservoirs. Langmuir 24 (24): 14099-107, http://dx/doi/org/10.1021/la802464u (также имеется на странице http://pubs.acs.org/doi/abs/10.1021/la802464u). Например, вероятность десорбции нефти из породы повышается за счет использования анионного поверхностно-активного вещества, которое спаривается с катионными молекулами нефти за счет электростатических взаимодействий.

[0023] Так, если нефть и/или газ в подземном пласте содержит, главным образом, щелочные соединения, которые обычно имеют положительный заряд по своей природе, СЭ поверхностно-активное вещество согласно некоторым вариантам реализации настоящего изобретения может быть анионным, чтобы оно могло вызывать электростатические парные взаимодействия с положительно заряженными молекулами нефти и/или газа. В других случаях нефть и/или газ в подземном пласте может содержать смесь щелочных и кислотных соединений. В таких случаях может быть выгодно использовать амфотерное и/или цвиттер-ионное СЭ поверхностно-активное вещество согласно некоторым вариантам реализации настоящего изобретения.

[0024] Кроме того, амфотерные и/или цвиттер-ионные СЭ поверхностно-активные вещества согласно некоторым вариантам реализации настоящего изобретения могут демонстрировать разный заряд и/или реакционную способность в различных диапазонах pH. Например, некоторые СЭ поверхностно-активные вещества, которые являются амфотерными и/или цвиттер-ионными при pH менее примерно 2, могут становиться анионными, катионными или неионогенными при pH более примерно 2. Поскольку pH в скважине при кислотной обработке может меняться (например, pH может повышаться от диапазонов 0-1 до примерно 4 по мере расходования кислоты), то в процессе кислотной обработки могут меняться характеристики СЭ поверхностно-активного вещества согласно некоторым вариантам реализации.

[0025] Другие характеристики нефти и/или газа в пласте, которые могут влиять на определение требуемого заряда СЭ поверхностно-активного вещества, включают, но не ограничиваются ими, массовые содержания насыщенных соединений, ароматических соединений, смол и асфальтенов.

[0026] Подходящие неионогенные СЭ поверхностно-активные вещества согласно некоторым вариантам реализации изобретения могут включать, но не ограничиваются ими: этоксилированные спирты и полиглюкозиды. В некоторых вариантах реализации неионогенные СЭ поверхностно-активные вещества могут включать этоксилированные длинноцепочечные спирты (например, этоксилированный додеканол). Этоксилирование может находиться в любом положении цепи спирта. Подходящие катионные СЭ поверхностно-активные вещества согласно некоторым вариантам реализации могут включать, но не ограничиваются ими: алкиламмония бромиды. В некоторый вариантах реализации алкильная цепь алкиламмония бромида может быть любой длины от 1 до 50 атомов углерода и быть разветвленной или неразветвленной. Так, например, иллюстративный вариант реализации может содержать алкиламмония бромид, который содержит алкильный компонент с 16 атомами углерода в цепи (например, цетилтриметиламмония бромид). Подходящие анионные СЭ поверхностно-активные вещества согласно некоторым вариантам реализации могут включать, но не ограничиваются ими: алкилсульфонаты (например, метилсульфонат, гептилсульфонат, децилбензолсульфонат, додецилбензолсульфонат и т.д.) и алкоксилированные сульфаты. Подходящие амфотерные и/или цвиттер-ионные СЭ поверхностно-активные вещества согласно некоторым вариантам реализации могут включать, но не ограничиваются ими, гидроксисультаины (например, кокоамидопропилгидроксисультаин, лаурамидопропилгидроксисультаин, лаурилгидроксисультаин и т.д.).

[0027] В некоторых вариантах реализации изобретения СЭ поверхностно-активное вещество может содержаться во флюиде для обработки в количестве, достаточном для образования одной или более относительно короткоживущей эмульсии «масло в кислоте» или «масло в воде» в подземном пласте. Например, в некоторых вариантах реализации СЭ поверхностно-активное вещество может содержаться в флюиде для обработки в количестве от примерно 0,1 до 50 галлонов поверхностно-активного вещества на тысячу галлонов кислоты, воды и/или другой водной основы («gpt») или, иными словами, приблизительно 100-50000 ppm. В других иллюстративных вариантах реализации СЭ поверхностно-активное вещество может содержаться в флюиде для обработки в количестве от примерно 2 до 40 gpt (приблизительно от 2000 ppm до 40000 ppm) или, в других вариантах реализации, от примерно 3 до 25 gpt (приблизительно от 3000 ppm до 25000 ppm). В некоторых вариантах реализации изобретения СЭ поверхностно-активное вещество может содержаться в флюиде для обработки в количестве от примерно 4 gpt до примерно 18 gpt (приблизительно от 4000 ppm до 18000 ppm). В некоторых вариантах реализации СЭ поверхностно-активное вещество может быть добавлено в флюид для обработки вместо одного или более других компонентов, которые в противном случае обычно содержатся в нем (например, пропитывающие поверхностно-активные вещества или агенты для предотвращения образования шлама). В таких вариантах реализации может потребоваться содержание СЭ поверхностно-активного вещества на верхнем пределе указанных выше диапазонов.

[0028] Флюид водной основы, используемый в некоторых вариантах реализации флюидов для обработки согласно настоящему изобретению, может содержать пресную воду, соленую воду (например, воду, содержащую одну или более солей, растворенных в ней), рассол (например, насыщенную соленую воду), морскую воду или любую их комбинацию. Как правило, вода может быть из любого источника, при условии, что она не содержит компонентов, которые могут негативно влиять на стабильность флюидов для обработки согласно настоящему изобретению. Специалистам в данной области техники, имеющим выгоду от настоящего описания, понятно, какие компоненты могут негативно влиять на стабильность и/или характеристики флюидов для обработки согласно настоящему изобретению.

[0029] Кислота, необязательно используемая в некоторых вариантах реализации флюидов для обработки согласно настоящему изобретению, может содержать любую кислоту, подходящую для применения при кислотной обработке, такой как матричная кислотная обработка или кислотный гидроразрыв. Примеры кислот, подходящих для применения в различных вариантах реализации, включают, но не ограничиваются ими: хлористоводородную кислоту, фтористоводородную кислоту, муравьиную кислоту, уксусную кислоту, лимонную кислоту, гликолевую кислоту, гидроксиуксусную кислоту, молочную кислоту, фтористоводородную кислоту, 3-гидроксипропионовую кислоту, угольную кислоту и этилендиаминтетрауксусную кислоту. Пример подходящей имеющейся в продаже кислоты представляет собой «VOLCANIC ACID II™» производства Halliburton Energy Services, Inc. Альтернативно или в комбинации с одной или более кислотами флюиды для обработки согласно настоящему изобретению могут содержать соль кислоты. Термин «соль» кислоты, используемый в настоящем документе, относится к любому соединению, которое имеет такую же базовую формулу, что и указанная кислота, но один из водородных катионов в ней заменен на другой катион (например, катион сурьмы, висмута, калия, натрия, кальция, магния, церия или цинка). Примеры подходящих солей кислот включают, но не ограничиваются ими, ацетат натрия, формиат натрия, цитрат натрия, гидроксиацетат натрия, лактат натрия, фторид натрия, пропионат натрия, карбонат натрия, ацетат кальция, формиат кальция, цитрат кальция, гидроксиацетат кальция, лактат кальция, фторид кальция, пропионат кальция, карбонат кальция, ацетат цезия, формиат цезия, цитрат цезия, гидроксиацетат цезия, лактат цезия, фторид цезия, пропионат цезия, карбонат цезия, ацетат калия, формиат калия, цитрат калия, гидроксиацетат калия, лактат калия, фторид калия, пропионат калия, карбонат калия, ацетат магния, формиат магния, цитрат магния, гидроксиацетат магния, лактат магния, фторид магния, пропионат магния, карбонат магния, ацетат цинка, формиат цинка, цитрат цинка, гидроксиацетат цинка, лактат цинка, фторид цинка, пропионат цинка, карбонат цинка, ацетат сурьмы, формиат сурьмы, цитрат сурьмы, гидроксиацетат сурьмы, лактат сурьмы, фторид сурьмы, пропионат сурьмы, карбонат сурьмы, ацетат висмута и формиат висмута, цитрат висмута, гидроксиацетат висмута, лактат висмута, фторид висмута, карбонат висмута и пропионат висмута. Флюиды для обработки согласно некоторым вариантам реализации настоящего изобретения могут содержать любую комбинацию двух или более кислот и/или их солей.

[0030] Необязательная кислота (и/или ее соль) может содержаться во флюиде для обработки согласно некоторым вариантам реализации настоящего изобретения в количестве, достаточном для того, чтобы флюид для обработки стал кислым. В некоторых вариантах реализации pH может быть менее примерно 7. В других вариантах реализации pH флюида для обработки может быть менее примерно 6 или в других вариантах реализации менее примерно 5. В некоторых вариантах реализации флюид для обработки может быть сильнокислотным (т.е. иметь pH менее примерно 3 или в других вариантах реализации менее примерно 2). В некоторых вариантах реализации pH может быть приблизительно 0. Так, например, в некоторых вариантах реализации кислота (и/или ее соли) может содержаться в диапазоне от примерно 1% по массе флюида для обработки до примерно 30% по массе флюида для обработки. В некоторых вариантах реализации кислота (и/или ее соли) может содержаться в флюиде для обработки в диапазоне от примерно 5% по массе флюида для обработки до примерно 20% по массе флюида для обработки. В других вариантах реализации флюид для обработки может быть 100% кислотой (до добавления слабоэмульгирующего) СЭ) поверхностно-активного вещества и любых других добавок, рассмотренных в настоящем документе).

[0031] Флюиды для обработки согласно некоторым вариантам реализации изобретения могут содержать растворители, такие как ксилол, толуол, ароматические растворители или бутилгликоль. Так, например, флюид для обработки согласно некоторым вариантам реализации может содержать монобутиловый эфир этиленгликоля.

[0032] Флюиды для обработки согласно некоторым вариантам реализации изобретения могут содержать частицы (такие как частицы проппанта или частицы гравия), подходящие для применения в подземных применениях. Частицы, подходящие для применения согласно настоящему описанию, могут содержать любой материал, подходящий для применения в подземных операциях. Подходящие дисперсные материалы включают, но не ограничиваются ими, песок, боксит, керамические материалы, стеклянные материалы, полимерные материалы, материалы из Teflon®, частицы ореховых скорлуп, отвержденные смолистые частицы, содержащие частицы ореховых скорлуп, частицы шелухи семян, отвержденные смолистые частицы, содержащие частицы шелухи семян, частицы фруктовых косточек, отвержденные смолистые частицы, содержащие частицы фруктовых косточек, древесину, композитные частицы и любую их комбинацию. Подходящие композиционные частицы могут содержать связующее вещество и материал наполнителя, где подходящие материалы наполнителей включают диоксид кремния, оксид алюминия, пирогенный углерод, технический углерод, графит, слюду, диоксид титана, метасиликат, силикат кальция, каолин, тальк, оксид циркония, бор, зольную пыль, полые стеклянные микросферы, твердотельные стеклянные частицы и любую их комбинацию. Размер указанных частиц, как правило, может варьироваться от примерно 2 меш до примерно 400 меш по шкале сит США; однако в некоторых случаях могут потребоваться другие размеры и они полностью подходят для практического применения настоящего описания. В конкретных вариантах реализации диапазоны распределения частиц по размеру представляют собой один или более из 6/12, 8/16, 12/20, 16/30, 20/40, 30/50, 40/60, 40/70 или 50/70 меш. Следует понимать, что термин «частицы», используемый в настоящем описании, включает все известные формы материалов, включая по существу сферические материалы, волокнистые материалы, многоугольные материалы (такие как кубические материалы) и их смеси. Кроме того, при гидроразрыве и обработке для борьбы с пескопроявлением зачастую включают волокнистые материалы, которые могут быть или не быть использованы для выдерживания давления сомкнутой трещины. В некоторых вариантах реализации частицы, включенные в флюиды для обработки согласно некоторым вариантам реализации настоящего изобретения, могут быть покрыты любой подходящей смолой или агентом для повышения липкости, известным специалистам в данной области техники.

[0033] Флюиды для обработки согласно некоторым вариантам реализации могут дополнительно или вместо этого содержать одну или более различных общеизвестных добавок, таких как стабилизаторы геля, соли, добавки для понижения водоотдачи, ингибиторы накипеобразования, органические ингибиторы коррозии, катализаторы, антикоагулянты глин, биоциды, бактерициды, понизители трения, газы, пенообразующие агенты, агенты для регулирования содержания железа, солюбилизаторы, агенты для регулирования pH (например, буферы) и т.п. В некоторых вариантах реализации флюиды для обработки могут содержать соли (например, MgCl2), которые могут, inter alia, предотвращать осаждение кальция при использовании таких флюидов для обработки для кислотной обработки пластов, содержащих карбонат кальция. Специалисты в данной области техники, имеющие выгоду от настоящего описания, могут определить подходящие добавки для конкретного применения.

[0034] Флюиды для обработки согласно настоящему изобретению могут быть получены любым подходящим способом. В некоторых вариантах реализации изобретения флюиды для обработки могут быть получены на рабочем месте. В качестве примера такого способа на рабочем месте, СЭ поверхностно-активное вещество может быть добавлено к флюиду для обработки (например, жидкости для гидроразрыва, кислотной жидкости для гидроразрыва или жидкости для матричной кислотной обработки) во время закачивания.

[0035] Кроме того, с флюидом для обработки и/или с флюидом водной основы при необходимости могут быть смешаны дополнительные добавки, описанные выше. Например, конкретная добавка (например, конкретный ингибитор накипеобразования) или частицы (например, частицы гравия или частицы проппанта) могут быть суспендированы в флюиде для обработки. В некоторых вариантах реализации изобретения для облегчения смешивания с флюидом водной основы и кислотой СЭ поверхностно-активное вещество может быть смешано с поверхностно-активным солюбилизатором до его смешивания с другими компонентами флюида для обработки. Поверхностно-активный солюбилизатор может быть любым подходящим поверхностно-активным солюбилизатором, таким как вода, простые спирты и любые их комбинации. Например, в некоторых вариантах реализации СЭ поверхностно-активное вещество может быть обеспечено в смеси, которая содержит поверхностно-активный солюбилизатор и СЭ поверхностно-активное вещество. Специалисты в данной области техники, имеющие выгоду от настоящего описания, могут определить другие подходящие способы получения флюидов для обработки.

[0036] В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения предложены способы применения флюидов для обработки для выполнения разнообразных подземных работ, включая, но не ограничиваясь ими, гидроразрыв и кислотную обработку. В некоторых вариантах реализации флюиды для обработки согласно настоящему изобретению могут быть использованы для обработки части подземного пласта, например, для кислотной обработки, такой как матричная кислотная обработка или кислотный гидроразрыв. В некоторых вариантах реализации флюид для обработки, который содержит СЭ поверхностно-активное вещество и флюид водной основы, может быть введен в подземный пласт. В некоторых вариантах реализации флюид для обработки может быть введен в ствол скважины, проходящий через подземный пласт. В некоторых вариантах реализации флюид для обработки может быть закачан под давлением, достаточным для создания или увеличения одной или более трещин в подземном пласте (например, гидроразрыв).

[0037] В некоторых вариантах реализации изобретения флюид для обработки, дополнительно содержащий кислоту, может быть закачан под давлением, достаточным для обеспечения проникновения по меньшей мере части флюида для обработки через по меньшей мере часть подземного пласта, и указанный флюид для обработки может быть оставлен для взаимодействия с подземным пластом с образованием одной или более пустот в подземном пласте (например, кислотная обработка). Введение флюида для обработки в некоторых из указанных вариантов реализации может быть выполнено при давлении или выше давления, достаточного для создания или увеличения одной или более трещин в подземном пласте (например, кислотный гидроразрыв). В других вариантах реализации введение флюида для обработки может быть выполнено при давлении или ниже давления, которое вызывает или увеличивает одну или более трещин в подземном пласте (например, матричная кислотная обработка).

[0038] В некоторых случаях флюид для обработки может облегчать образование относительно короткоживущих эмульсий типа «масло в кислоте» и/или «масло в воде», отчасти благодаря взаимодействию по меньшей мере части СЭ поверхностно-активного вещества с по меньшей мере частью молекул нефти и/или газа в пласте. В некоторых вариантах реализации изобретения по меньшей мере часть СЭ поверхностно-активного вещества может диффундировать на границу раздела между масляными и водными фазами в подземном пласте для противодействия или иного предотвращения образования кислотного шлама. В некоторых вариантах реализации СЭ поверхностно-активное вещество в флюиде для обработки может вместо этого или дополнительно облегчать одно или более парных взаимодействий (таких как электростатические взаимодействия) между по меньшей мере частью флюида для обработки и по меньшей мере частью молекул нефти и/или газа в пласте. Кроме того, флюид для обработки согласно некоторым вариантам реализации может вызывать отсрочку расхода кислоты, по меньшей мере отчасти благодаря наличию СЭ поверхностно-активного вещества.

[0039] Способы согласно некоторым вариантам реализации настоящего изобретения могут также или вместо этого включать введение в подземный пласт флюида для обработки, который содержит СЭ поверхностно-активное вещество, флюид водной основы, кислоту, без каких-либо дополнительных агентов для предотвращения образования шлама; и обеспечение возможности взаимодействия по меньшей мере части флюида для обработки с по меньшей мере частью нефти и/или газа в поземном пласте для предотвращения образования кислотного шлама.

[0040] Способы согласно некоторым вариантам реализации могут также или вместо этого включать введение в подземный пласт флюида для обработки, который содержит СЭ поверхностно-активное вещество и флюид водной основы, без каких-либо дополнительных проникающих поверхностно-активных веществ; и обеспечение возможности облегчения проникновения по меньшей мере части флюида для обработки через по меньшей мере часть подземного пласта под действием СЭ поверхностно-активного вещества.

[0041] Способы согласно некоторым вариантам реализации изобретения могут также или вместо этого включать применение флюида для обработки при операциях по улучшению или увеличению нефтеотдачи.

[0042] Кроме того, любые или все флюиды для обработки, используемые в вышеописанных способах согласно некоторым вариантам реализации в других вариантах реализации могут дополнительно содержать любую одну или более ранее рассмотренных дополнительных добавок (например, стабилизаторов геля, солей, добавок для понижения водоотдачи, ингибиторов накипеобразования, органических ингибиторов коррозии, катализаторов, антикоагулянтов глин, биоцидов, бактерицидов, понизителей трения, газов, пенообразующих агентов, агентов для регулирования содержания железа, солюбилизаторов, агентов для регулирования pH (например, буферов) и т.п.).

[0043] В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения предложен способ, включающий: обеспечение флюида для обработки, который содержит слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество, флюид водной основы и кислоту; и введение указанного флюида для обработки в по меньшей мере часть подземного пласта.

[0044] В других вариантах реализации настоящего изобретения предложен способ, включающий: обеспечение флюида для обработки, который содержит слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество; и введение указанного флюида для обработки в по меньшей мере часть подземного пласта при давлении или выше давления, достаточного для создания или увеличения одной или более трещин в подземном пласте.

[0045] В других вариантах реализации настоящего изобретения предложен флюид для обработки, содержащий: слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество, флюид водной основы, кислоту, где слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество выбрано из группы, состоящей из: этоксилированных длинноцепочечных спиртов, полиглюкозидов, алкиламмония бромидов; алкилсульфонатов; алкоксилированных сульфатов; гидроксисультаинов; и любой их комбинации.

[0046] Для облегчения более полного понимания настоящего изобретения представлены следующие примеры предпочтительных вариантов реализации изобретения. Следующие примеры никоим образом не следует понимать как ограничение или определение границ объема настоящего изобретения.

ПРИМЕРЫ

ПРИМЕР 1

[0047] Анализ состава нефти. Четыре образца сырой нефти взяли из четырех разных скважин в месторождении Монтеррей в Калифорнии, обозначили 1, 2, 3 и 4. Анализ состава нефти выполнили посредством следующего стандартного титрования для определения кислотного и щелочного числа. В таблице 1 представлены результаты анализа состава масла для четырех образцов сырой нефти. В таблице 1 плотность по API представляет собой плотность по Американскому нефтяному институту (мера плотности жидкой нефти относительно воды, где 10 равно плотности воды); масс. % представляет собой количество парафина и асфельтена в нефти в % массовом отношении; кислотное число представляет собой меру кислотности на основании количества KOH (в мг), необходимого для нейтрализации кислот на грамм нефти; и щелочное число представляет собой количество KOH (в мг) на грамм нефти.

[0048] Состав сырой нефти может значительно варьироваться в отношении общего кислотного и щелочного числа, даже если она из одного месторождения. Анализ нефти позволяет предположить, что нефть из четырех иллюстративных скважин содержит преимущественно щелочные соединения, которые, как правило, положительно заряжены по своей природе. Так, было установлено, что отрицательно заряженное СЭ поверхностно-активное вещество может быть использовано для массовых парных взаимодействий с молекулами нефти.

[0049] Испытания способности к образованию шлама и эмульсии. Испытания способности к образованию шлама и эмульсии выполнили на образцах нефти из скважины №1 и скважины №3, соответственно, посредством смешивания равных объемов сырой нефти и 15% кислоты HCl в течение по меньшей мере 30 минут при температуре породы в скважине. В целом к кислотной фазе добавили 4000 ppm одинакового неионогенного НЭ поверхностно-активного вещества, а затем кислотную фазу смешали с каждым из образцов сырой нефти из скважины №1 и скважины №3. Аналогично, в целом к кислотной фазе добавили 4000 ppm одинакового СЭ поверхностно-активного вещества (здесь лаурилгидроксисультаин), а затем кислотную фазу смешали с каждым из образцов сырой нефти из скважины №1 и скважины №3. Отработанную кислоту получили добавлением MgCl2 и CaCl2 к 15% кислоте HCl, pH в которой повысился до 4,0.

[0050] Испытание способности к образованию шлама выполнили при температуре породы в скважине и в условиях живой/отработанной кислоты для наблюдения того, насколько хорошо отделяется масляная фаза от водной фазы после смешивания. В идеале, межфазовая поверхность не должна содержать частичек эмульсии, и ни в кислотной, ни в водной фазе не должно быть шлама. На фиг. 2 и 3 представлены способности к образованию шлама образца без поверхностно-активного вещества, с НЭ и с СЭ поверхностно-активным веществом в условиях живой (фиг. 2) и отработанной (фиг. 3) кислоты в сырой нефти, взятой из скважин 1 и 3. В частности, на фиг. 2 представлены контрольные составы (т.е. не содержащие поверхностно-активного вещества или пустые составы) 101 и 301 из скважин 1 и 3, соответственно; показаны также образцы нефти с НЭ поверхностно-активным веществом (102 и 302) из скважин 1 и 3, соответственно, и образцы с СЭ поверхностно-активным веществом (103 и 303) из скважин 1 и 3, соответственно. Аналогично, на фиг. 3 показаны контрольные составы 111 и 311 из скважин 1 и 3; образцы 122 и 322 из скважин 1 и 3, содержащие НЭ поверхностно-активное вещество; и образцы 133 и 333 из скважин 1 и 3, содержащие СЭ. Очевидно, что межфазовые поверхности в каждой смеси нефти и кислоты не содержат шлама. Для СЭ поверхностно-активного вещества в живых образцах 103 и 303 и отработанных образцах 133 и 333 кислотная фаза темнее, что обычно обусловлено диспергированными молекулами нефти, образующими эмульсии типа «масло в кислоте».

[0051] Способность к образованию эмульсии контролировали, поместив образцы из скважины №1 и скважины №3 (и образцы, смешанные с НЭ-содержащей кислотой, и образцы, смешанные с СЭ-содержащей кислотой) в анализатор эмульсий и дисперсий при температуре окружающей среды, и отслеживали скорости разделения масла/кислоты посредством светорассеяния. Результаты представлены на фиг. 1, определенные с применением анализатора эмульсий и дисперсий через 10 минут после смешивания НЭ-содержащего флюида для обработки или СЭ-содержащего флюида для обработки, отмеченных на фиг. 1. Как показано на фиг. 1, коэффициент/скорость разделения, определенные при помощи анализатора эмульсий и дисперсий, для флюидов для обработки, содержащих НЭ поверхностно-активное вещество, были гораздо больше, что демонстрирует гораздо большую склонность к образованию эмульсий флюидов для обработки, содержащих СЭ поверхностно-активное вещество.

ПРИМЕР 2

[0052] В низкопроницаемом месторождении Монтеррей в Калифорнии выбрали четыре скважины и закончили их при помощи флюидов для обработки, содержащих лаурилгидроксисультаин, амфотерное СЭ поверхностно-активное вещество, которое является более анионным при pH выше 2, в соответствии с различными вариантами реализации настоящего изобретения. Средний баррель в нефтяном эквиваленте (ВОЕ) в течение первых 30 дней сравнивали с восемью соседними скважинами, в которых вместо этого использовали флюиды для обработки, содержащие неионогенное НЭ поверхностно-активное вещество. Как показано на фиг. 4, ВОЕ для указанных четырех скважин был выше, чем в шести из восьми соседних скважинах, указывая на то, что применение СЭ поверхностно-активных веществ в соответствии с различными вариантами реализации настоящего изобретения может обеспечивать постепенное увеличение добычи.

[0053] Следовательно, настоящее изобретение хорошо подходит для достижения упомянутых целей и преимуществ, а также свойственных ему целей и преимуществ. Конкретные варианты реализации изобретения, описанные выше, являются лишь иллюстративными, поскольку настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено на практике другими, но эквивалентными способами, понятными специалистам в данной области техники, имеющим выгоду от представленных в настоящем документе указаний. Кроме того, для деталей конструкции или проекта, показанных в настоящем документе, не предусмотрены никакие ограничения, кроме тех, которые описаны ниже в формуле изобретения. Таким образом, очевидно, что конкретные иллюстративные варианты реализации, описанные выше, могут быть изменены или модифицированы, и все такие варианты входят в границы объема и общей идеи настоящего изобретения. В частности, каждый диапазон значений (в форме «примерно от а примерно до b» или, эквивалентно, «приблизительно от a до b», или, эквивалентно «приблизительно а-b»), описанный в настоящем документе, следует понимать как обозначающий множество (множество всех подмножеств) соответствующих диапазонов значений, а также каждый диапазон, входящий в более широкий диапазон значений. Точно так же, термины в формуле изобретения имеют обычное, стандартное значение, если иное ясно и очевидно не указано заявителем патента.

1. Способ обработки подземного пласта, включающий:

обеспечение флюида для обработки, который содержит слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество, флюид водной основы и кислоту;

введение указанного флюида для обработки в по меньшей мере часть подземного пласта;

обеспечение возможности взаимодействия по меньшей мере части флюида для обработки с по меньшей мере частью подземного пласта с образованием одной или более пустот в подземном пласте и

дополнительно включающий образование в подземном пласте одной или более короткоживущих эмульсий типа «масло в кислоте».

2. Способ по п. 1, дополнительно включающий:

обеспечение возможности взаимодействия по меньшей мере части слабоэмульгирующего поверхностно-активного вещества с по меньшей мере частью из нефти, газа или обоих вариантов в подземном пласте с предотвращением образования кислотного шлама,

где указанный флюид для обработки по существу не содержит агента для предотвращения образования шлама, помимо указанного слабоэмульгирующего поверхностно-активного вещества.

3. Способ по п. 1, где указанный флюид для обработки по существу не содержит проникающего поверхностно-активного вещества, помимо указанного слабоэмульгирующего поверхностно-активного вещества.

4. Способ по любому из пп. 1-3, отличающийся тем, что слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество содержит соединение, выбранное из группы, состоящей из: этоксилированных длинноцепочечных спиртов, полиглюкозидов, алкиламмония бромидов; алкилсульфонатов; алкоксилированных сульфатов; гидроксисультаинов; и любой их комбинации.

5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество представляет собой бромид алкиламмония, содержащий алкильную цепь, имеющую от 1 до 50 атомов углерода.

6. Способ по п. 4, отличающийся тем, что слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество представляет собой алкилсульфонат, выбранный из группы, состоящей из метилсульфоната, гептилсульфоната, децилбензолсульфоната, додецилбензолсульфоната и любой их комбинации.

7. Способ по п. 4, отличающийся тем, что слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество представляет собой гидроксисультаин, выбранный из группы, состоящей из кокоамидопропилгидроксисультаина, лаурамидопропилгидроксисультаина, лаурилгидроксисультаина и любой их комбинации.

8. Способ по любому из пп. 1-3, отличающийся тем, что слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество выбрано из группы, состоящей из: катионного, анионного, цвиттер-ионного и неионогенного, по меньшей мере отчасти на основании свойств одного из нефти, газа и любой их комбинации, находящихся в подземном пласте.

9. Способ по любому из пп. 1-3, отличающийся тем, что слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество представляет собой одно из цвиттер-ионного, амфотерного и любой их комбинации, где дополнительно указанное слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество изменяется на одно из анионного, катионного и неионогенного по мере расходования кислоты в подземном пласте.

10. Способ обработки подземного пласта, включающий:

обеспечение флюида для обработки, который содержит слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество и флюид водной основы, и

введение указанного флюида для обработки в по меньшей мере часть подземного пласта при давлении или выше давления, достаточного для создания или увеличения одной или более трещин в подземном пласте,

обеспечение возможности взаимодействия по меньшей мере части флюида для обработки с по меньшей мере частью подземного пласта с образованием одной или более пустот в подземном пласте и дополнительно включающий образование в подземном пласте одной или более короткоживущих эмульсий типа «масло в кислоте».

11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество содержит соединение, выбранное из группы, состоящей из этоксилированных длинноцепочечных спиртов, полиглюкозидов, алкиламмония бромидов, алкилсульфонатов, алкоксилированных сульфатов, гидроксисультаинов и любой их комбинации.

12. Способ по п. 10 или 11, отличающийся тем, что слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество представляет собой бромид алкиламмония, содержащий алкильную цепь, имеющую от 1 до 50 атомов углерода.

13. Способ по п. 10 или 11, отличающийся тем, что слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество содержит алкилсульфонат, выбранный из группы, состоящей из метилсульфоната, гептилсульфоната, децилбензолсульфоната, додецилбензолсульфоната и любой их комбинации.

14. Способ по п. 10 или 11, отличающийся тем, что слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество содержит гидроксисультаин, выбранный из группы, состоящей из кокоамидопропилгидроксисультаина, лаурамидопропилгидроксисультаина, лаурилгидроксисультаина и любой их комбинации.

15. Способ по п. 10 или 11, дополнительно включающий: обеспечение возможности взаимодействия по меньшей мере части слабоэмульгирующего поверхностно-активного вещества с по меньшей мере частью нефти, газа или обоих вариантов в подземном пласте с предотвращением образования шлама под действием кислоты, где указанный флюид для обработки по существу не содержит агента для предотвращения образования шлама, помимо указанного слабоэмульгирующего поверхностно-активного вещества.

16. Способ по п. 10, где указанный флюид для обработки по существу не содержит проникающего поверхностно-активного вещества, помимо указанного слабоэмульгирующего поверхностно-активного вещества.

17. Флюид для обработки подземного пласта, содержащий:

слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из этоксилированных длинноцепочечных спиртов, полиглюкозидов, алкиламмония бромидов, алкилсульфонатов, алкоксилированных сульфатов, гидроксисультаинов и любой их комбинации,

флюид водной основы и

кислоту,

где указанное слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество содержится в количестве, достаточном для образования в подземном пласте короткоживущей эмульсии типа «масло в воде».

18. Флюид для обработки по п. 17, дополнительно содержащий добавку, выбранную из группы, состоящей из: частиц, стабилизаторов геля, солей, добавок для понижения водоотдачи, ингибиторов накипеобразования, органических ингибиторов коррозии, катализаторов, антикоагулянтов глин, биоцидов, бактерицидов, понизителей трения, газов, пенообразующих агентов, агентов для регулирования содержания железа, солюбилизаторов, агентов для регулирования рН и любой их комбинации.



 

Похожие патенты:
Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для осуществления гидравлического разрыва множества продуктивных интервалов подземного пласта и количественного мониторинга количества флюидов, добываемых во множестве продуктивных интервалов подземного пласта.

Группа изобретений относится к обработке карбонатных пластов. Технический результат – эффективная обработка карбонатных пластов за счет длительной активности жидкостей обработки и действия их на глубине пласта, уменьшение необходимых количеств добавок в жидкостях обработки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение продуктивности призабойной зоны, повышение надежности способа обработки, исключение разрушающего действия кислоты на уплотняющие элементы пакеров.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта с повышенной карбонатностью.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи мощных сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке мощных плотных карбонатных нефтяных коллекторов с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при кислотной обработке карбонатных нефтяных коллекторов с водонефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - сокращение сроков освоения скважины, энергетических и трудозатрат на транспортировку, переработку и утилизацию используемой в способе кислоты, уменьшение коррозии внутрискважинного оборудования.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам освоения нефтедобывающих скважин и устройству для осуществления этих способов.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтематеринских карбонатных коллекторов.
Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для осуществления гидравлического разрыва множества продуктивных интервалов подземного пласта и количественного мониторинга количества флюидов, добываемых во множестве продуктивных интервалов подземного пласта.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП) в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта (ГРП), содержащего прослой глины с газоносным горизонтом.

Изобретение относится к способам разработки нефтяной залежи с применением газа. Способ включает бурение скважин с горизонтальным стволом в нефтяной залежи, проведение гидравлического разрыва в горизонтальном стволе скважин с образованием трещин гидравлического разрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи, разделенные между собой непроницаемым пропластком, и отбор нефти из нефтяной залежи.

Группа изобретений относится к способам и устройствам для гидравлического разрыва пласта. Устройство гидроразрыва пласта содержит по существу трубчатый корпус, стыковочное устройство подачи нагнетаемой текучей среды и по меньшей мере один парогазогенератор высокого давления.

Изобретение относится к способу улучшения извлечения газа путем подземного двухфазного газожидкостного переменного, основанного на фазах, разрыва угольного массива в угольной шахте.

Группа изобретений относится к скользящим муфтам и способам для обработки ствола скважины текучей средой. Технический результат заключается в обеспечении заклиненной посадки заглушки для восприятия высокого давления, облегчения выбуривания заглушки, исключения ее скалывания или срезания по бокам.

Группа изобретений относится к скользящим муфтам, открывающимся сброшенной заглушкой, и способам обработки ствола скважины текучей средой. Технический результат заключается в обеспечении заклиненной посадки заглушки в седле для восприятия высокого давления, облегчения дробления заглушки, исключения ее скалывания или срезания по бокам.

Изобретение относится к керамическому расклинивающему агенту. Способ получения керамического расклинивающего агента включает стадии: а) подготовку, включающую измельчение исходных материалов, содержащих магнийсодержащий материал, и вспомогательных материалов с получением шихты, б) гранулирование шихты с получением гранул предшественника расклинивающего агента, в) обжиг гранул предшественника расклинивающего агента с получением гранул расклинивающего агента и стадию предварительного обжига магнийсодержащего материала в восстановительной атмосфере, которую проводят перед стадией а).

Группа изобретений относится к скользящим муфтам и способам для обработки ствола скважины текучей средой. Технический результат заключается в обеспечении заклиненной посадки пробки для восприятия высокого давления, облегчения выбуривания пробки, исключения ее скалывания или срезания по бокам.

Настоящее изобретение относится к высококонцентрированным композициям солей алкилполиалкоксисульфатов - АПАС, применяемым в прикладных задачах, связанных с нефтяными и газовыми месторождениями.
Наверх