Способ обработки подземных пластов


 


Владельцы патента RU 2629180:

ЛАМБЕРТИ СПА (IT)

Настоящее раскрытие относится к способу обработки участка подземного пласта, включающего использование жидкости для гидравлического разрыва пласта на водной основе, содержащей быстрорастворимый и легко диспергируемый неочищенный простой эфир полигалактоманнана. Технический результат – повышение эффективности обработки. 9 з.п. ф-лы, 8 пр., 4 табл.

 

Область техники

Настоящее раскрытие относится к способу обработки участка подземного пласта с помощью жидкости для гидравлического разрыва пласта на водной основе, содержащей от 0,3 до 3,0% по массе растворенного в ней увеличителя вязкости, в которой указанный увеличитель вязкости является быстрорастворимым и легкодиспергируемым неочищенным простым эфиром полигалактоманнана.

Уровень техники в данной области

Гидравлический разрыв пласта широко используется для интенсификации добычи и извлечения нефти и газа из подземных пластов.

Он включает в себя закачивание подходящей жидкости вниз ствола скважины для достижения пласта; жидкость следует закачивать под достаточным давлением, чтобы активно формировать трещины в пласте и чтобы обеспечивать каналы для нефти и газа, которые содержатся в поровых пространствах пласта, и помогать им протекать к стволу скважины. Часто в пласт закачивают подходящие зернистые материалы (расклинивающие агенты), чтобы предотвратить смыкание трещин.

Обычно, жидкости для гидравлического разрыва пласта загущаются с помощью водорастворимых полимеров, главным образом с помощью природных полимеров или химически модифицированных природных полимеров, таких как простые эфиры на основе природных полимеров, чтобы наиболее эффективно расширять трещины и препятствовать потере жидкости. Водорастворимые полимеры главным образом доступны в порошковой форме и должны быть растворены в жидкости на водной основе для осуществления их загущающего действия.

Растворение частиц природного полимера в жидкостях на водной основе, как правило, сопровождается образованием комков; при контакте с водой на поверхности частиц образуется тонкий липкий слой геля, что препятствует тому, чтобы вода гидратировала внутреннюю часть частиц, и способствует образованию комков.

Как следствие целая стадия гидратации полимера нежелательным образом продлевается, особенно если полимер должен быть растворен в больших количествах водных солевых растворов, что часто происходит при подготовке жидкостей для гидравлического разрыва пласта на водной основе.

Среди природных полимеров, которые используются для загущения жидкостей для гидравлического разрыва пласта, широко используются полигалактоманнановые камеди и химически модифицированный полигалактоманнан, потому что они образуют прочные гели в комбинации со сшивающими агентами, которые обычно представляют собой агенты на основе солей титана, циркония и бора.

Полигалактоманнаны (также называемые галактоманнанами) представляют собой полисахариды, полученные из эндоспермов семян стручковых растений, состоящие из маннозной основной цепи с боковыми группами из остатков галактозы (а именно, основной цепи из (l-4)-связанных остатков β-D-маннопиранозы с точками ветвления в их 6-положениях, связанными с остатками α-D-галактозы, то есть 1-6-связанной α-D-галактопиранозы).

Чтобы обеспечить загущенную жидкость для гидравлического разрыва пласта, полигалактоманнановые камеди и химически модифицированные полигалактоманнаны следует сначала растворить в водном компоненте жидкости, а затем сшить с помощью сшивающей композиции. К сожалению, процессы растворения полигалактоманнановых камедей и химически модифицированных полигалактоманнанов, таких как простые эфиры на основе полигалактоманнана, также подвержены вышеописанным недостаткам, то есть образованию комков.

Многие решения были осуществлены на практике, чтобы избежать образования комков при получении жидкостей для гидравлического разрыва пласта, включая устройство, которое специально предназначено для гидратации полимеров и непрерывного получения вязкого геля для обработки приствольной зоны близко к месту расположения нефтяной скважины, как это известно из US 2006/107998.

Другой способ быстро гидратировать загущающие полимеры заключается в получении концентрированной суспензии полимера в неводной несущей жидкости, обычно углеводородной жидкости, гликолях или производных гликоля, что облегчает диспергирование полимера и перемешивание суспензии, но может представлять собой проблему с точки зрения окружающей среды и дополнительной стоимости.

Обработка камеди небольшими количествами сшивающих агентов, таких как глиоксаль, бораты и т.п., чтобы замедлить гидратацию и минимизировать образование комков при контакте с водой, также является известной в данной области (на примере из US 5,165,479).

В US 3,808,195 в качестве примера описан способ, позволяющий сделать полигалактоманнаны и их водорастворимые производные диспергируемыми, который включает обработку камедей и производных камедей солями бора.

В US 3,297,583 описан способ быстрого растворения без образования комков для многих высокомолекулярных веществ, который включает использование альдегидов в качестве сшивающих агентов в количестве от 0,005% до 5% по массе, чтобы улучшить диспергируемость.

Хотя хорошо известно, что обработка сшивающими агентами улучшает диспергируемость полигалактоманнанов, конечный результат обработки сшивающими агентами, раскрытой в предшествующем уровне техники, представляет собой полимеры, которые являются диспергируемыми, но имеют время растворения, которое все еще может быть неподходящим для операций гидравлического разрыва пласта.

Поэтому, было бы очень желательно обеспечить полигалактоманнан, который является легкорастворимым и может использоваться в качестве увеличителя вязкости для жидкостей для гидравлического разрыва пласта на водной основе благодаря своим свойствам быстрой растворимости и диспергируемости.

Простые эфиры полигалактоманнана, обычно используемые в данной области, являются очищенными продуктами, то есть побочные продукты реакции были удалены путем промывки реакционной массы, так что они обычно содержат более 95% по массе активного вещества.

В настоящее время было обнаружено, что неочищенные простые эфиры полигалактоманнана являются более легко диспергируемыми и быстрорастворимыми в жидкости для гидравлического разрыва пласта по сравнению с соответствующими очищенными продуктами. Неожиданно, их примеси благоприятно воздействуют на скорость их растворения и их диспергируемость, не ухудшая характеристики, требуемые для их использования в качестве увеличителя вязкости.

Под выражением "неочищенные простые эфиры полигалактоманнана" мы подразумеваем простые эфиры полигалактоманнана, которые не промывались после эфиризации и содержат от 4 до 25% по массе сухого вещества побочных продуктов реакции эфиризации. Количество побочного продукта реакции эфиризации (примеси) измеряется как содержание золы для карбоксиалкиловых или катионных эфиров полигалактоманнанов, и как сумма содержания золы и содержания гликоля и полигликоля для гидроксиалкиловых или смешанных эфиров полигалактоманнанов. В настоящем тексте под выражением "молярное замещение" (MS), мы имеем в виду среднее количество гидроксиалкильных заместителей на каждом ангидрогликозидном фрагменте полигалактоманнана, которое можно измерить, например, с помощью 1H-NMR.

Под выражением "степень замещения" (DS), мы имеем в виду среднее количество замещенных гидроксильных групп на каждом ангидрогликозидном фрагменте полигалактоманнана, которое можно измерить, например, с помощью 1H-NMR.

Описание изобретения

В одном из аспектов раскрытие относится к способу обработки участка подземного пласта, включающему:

a) обеспечение жидкости для гидравлического разрыва пласта на водной основе, содержащей от 0,3 до 3,0% по массе растворенного в ней увеличителя вязкости, в которой указанный увеличитель вязкости представляет собой неочищенный простой эфир полигалактоманнана, содержащий примеси в количестве от 4 до 25% по массе сухого вещества, полученный согласно следующему способу эфиризации:

I) взаимодействие полигалактоманнана с реагентом для эфиризации в присутствии щелочного катализатора;

II) сушка и извлечение неочищенного простого эфира полигалактоманнана; с условием, что способ эфиризации полигалактоманнана не включает в себя какую-либо стадию очистки или промывки;

b) необязательно, добавление сшивающей композиции;

c) размещение жидкости для гидравлического разрыва пласта в участке подземного пласта.

Подробное описание изобретения

Количество примесей в неочищенном простом эфире полигалактоманнана рассчитывается как сумма содержания золы и содержания гликолей и полигликолей.

Содержание золы определяют при 900°С в соответствии со стандартным методом ASTM D586-97 (r02). Доля гликоля и полигликоля, главным образом состоящая из ди- и три-гликоля, определяется с помощью газовой хроматографии с внутренней стандартизацией после экстракции ацетоном в течение 40 минут при 40°С.

Для осуществления способа согласно настоящему изобретению неочищенный простой эфир полигалактоманнана предпочтительно содержит примеси в количестве от 5 до 20% по массе сухого вещества.

Простые эфиры полигалактоманнана, которые можно использовать в способе согласно изобретению, являются гидроксиалкиловыми эфирами полигалактоманнанов, например, гидроксипропиловыми эфирами и гидроксиэтиловыми эфирами, карбоксиалкиловыми эфирами полигалактоманнанов, например, карбоксиметиловыми эфирами и карбоксиэтиловыми эфирами, смешанными карбоксиалкиловыми и гидроксиалкиловыми эфирами полигалактоманнанов и катионными эфирами полигалактоманнанов.

Стадия I) эфиризации согласно изобретению является известной в данной области.

Полигалактоманнаны, подходящие для осуществления способа согласно изобретению, можно извлечь, например, из Trigonella foenum-graecum (камедь пажитника сенного), Cyamopsis tetragonoloba (гуаровая камедь), Cesalpinia spinosa (камедь тары), Ceratonia siliqua (камедь бобов рожкового дерева или камедь рожкового дерева), Cassia tora и Cassia obtusifolia (камедь кассии). Эти полигалактоманнаны отличаются друг от друга по соотношению остатков маннозы и галактозы. В порядке увеличения соотношения, камедь пажитника сенного имеет соотношение манноза : галактоза приблизительно 1:1, гуаровая камедь приблизительно 2:1, камедь тары приблизительно 3:1, камедь бобов рожкового дерева или камедь рожкового дерева приблизительно 4:1 и камедь кассии приблизительно 5:1.

Стадия I) способа настоящего изобретение применима в отношении полигалактоманнана в виде муки или в виде "отделенных эндоспермов". Термин "отделенный эндосперм" означает эндосперм, который получен удалением кожуры и зародыша из семени стручкового растения.

Перед эфиризацией отделенные эндоспермы или муку полигалактоманнана обычно размачивают или суспендируют в воде или в смеси вода/водорастворимый растворитель. Подходящими растворителями являются метанол, этанол, а также низшие вторичные алканолы, такие как изопропиловый спирт, втор-бутанол, втор-амиловый спирт или низшие третичные алканолы.

Щелочные катализаторы на стадии I), как правило, представляют собой гидроксиды щелочных металлов, или щелочноземельных металлов, такие как гидроксиды натрия, калия или кальция.

Реагенты для эфиризации, подходящие для получения гидроксиалкиловых эфиров полигалактоманнанов представляют собой алкиленоксиды, например, этиленоксид, пропиленоксид, бутиленоксид с получением гидроксиэтилированных полигалактоманнанов, гидроксипропилированных полигалактоманнанов или гидроксибутилированных полигалактоманнанов.

Галогенкарбоновые кислоты, такие как монохлоруксусная кислота или ее соли могут использоваться для получения карбоксиалкиловых эфиров.

Катионные эфиры можно получать, используя алкилирующие реагенты на основе третичных аминов или соединений четверичного аммония, таких как 2-хлорэтилдиалкиламин, хлорид 3-хлор-2-гидроксипропилтриметиламмония и хлорид 2,3-эпоксипропилтриметиламмония.

Смешанные эфиры могут быть получены при добавлении смеси указанных реагентов для эфиризации.

Реакцию можно проводить при комнатной температуре или при повышенных температурах в течение достаточного для завершения реакции времени, обычно в диапазоне от приблизительно 0,5 до приблизительно 24 часов.

Затем pH конечного щелочного продукта можно уменьшить до нейтрального или слегка кислого значения. Для нейтрализации реакционной смеси можно выбрать любую кислоту; примерами подходящих кислот являются углекислый газ, фосфорная кислота, серная кислотная и уксусная кислота. Количество используемой кислоты является количеством, которое необходимо для достижения желаемого диапазона pH.

Обычно используемые в данной области коммерчески доступные простые эфиры полигалактоманнана очищают после этих стадий путем промывки водой, органическим растворителем, таких как изопропиловый спирт или ацетон, или смесью воды и органических растворителей.

Напротив, простые эфиры полигалактоманнана согласно настоящему изобретению не промываются/очищаются и все еще содержат побочные продукты, образовавшиеся в процессе их химического получения (то есть в процессе эфиризации).

По окончании процесса неочищенные простые эфиры полигалактоманнана высушивают и извлекают известными в данной области способами. Необязательно, простые эфиры полигалактоманнана можно измельчить перед сушкой.

Неочищенные эфиры галактоманнана, полученные согласно этому способу все еще содержат примеси в количестве от 4 до 25% по массе сухого вещества, как указано выше.

Более конкретные подробности о получении простых эфиров полигалактоманнана могут быть найдены, например, в "Industrial Gums: Polysaccharides and their Derivatives", 3rd Ed., Whistler, Roy L., and BeMiller, James N., Academic Press (1993).

Гидроксиалкиловые эфиры полигалактоманнанов могут иметь молярное замещение, находящееся в диапазоне от 0,1 до 2, предпочтительно в диапазоне от 0,2 до 0,9, более предпочтительно в диапазоне от 0,3 до 0,6.

Карбоксиалкиловые эфиры могут иметь степень замещения от 0,1 до 0,5, предпочтительно от 0,1 до 0,3.

Смешанные эфиры могут иметь MS и DS, находящиеся в том же самом диапазоне, что и у моно-эфиров.

Катионные полигалактоманнаны могут иметь степень замещения от 0,1 до 0,5.

В предпочтительном варианте осуществления неочищенный простой эфир полигалактоманнана в процессе получения обрабатывается небольшим количеством сшивающего агента и таким образом содержит от 0,01 до 0,05% по массе, предпочтительно от 0,02 до 0,04% по массе сшивающего агента. Предпочтительными сшивающими агентами являются глиоксаль и борсодержащие соединения.

1% по массе водный раствор неочищенного простого эфира полигалактоманнана, предназначенный для использования в способе, предпочтительно имеет вязкость, определенную с помощью вискозиметра RVT Brookfield®, не ниже 500 мПа·с при 20°С и 20 об/мин.

Неочищенные простые эфиры полигалактоманнана согласно раскрытию предпочтительно на 95% от своего веса проходят через стандартное сито 200 меш.

Для осуществления настоящего изобретения гуар является предпочтительным полигалактоманном, а гидроксипропилированный гуар, карбоксиметилированный гуар и карбоксиметилированный гидроксипропилированный гуар являются предпочтительными простыми эфирами полигалактоманнана. Неочищенные простые эфиры полигалактоманнана согласно изобретению являются быстрогидратируемыми и легкодиспергируемыми и могут успешно использоваться в качестве увеличителей вязкости в жидкостях для гидравлического разрыва пласта на водной основе.

Любой тип жидкости для гидравлического разрыва пласта на водной основе может использоваться в способе согласно изобретению. Жидкость может быть, например, загущенной жидкостью, включая линейные или сшитые гели, или вспененным гелем, в котором пузыри пены помогают переносить и помещать расклинивающие агенты в трещины.

В способе обработки подземного пласта согласно раскрытию можно добавить сшивающий агент в процессе получения жидкости. Это позволяет существенно увеличивать вязкость раствора полимера путем образования сшитой полимерной сетки в жидкости на водной основе. Сшивающие агенты, подходящие для использования в дополнительной стадии b), являются обычно используемыми в данной области сшивающими агентами.

В то время как множество сшивающих агентов может быть использовано, чтобы сшить загущенную жидкость на водной основе, предпочтительные сшивающие агенты включают, в частности, борсодержащие соединения и сшивающие агенты на основе ионов переходных металлов.

Примеры борсодержащих сшивающих агентов включают: соединения, высвобождающие борат-ион, такие как борная кислота, оксид бора, пироборная кислота, метаборная кислота, бура, пироборат натрия, пентаборат; улексит, колеманит и другие медленно растворяющиеся сшивающие боратовые минералы.

Сшивающие агенты на основе ионов переходных металлов представляют собой, например, соединения, высвобождающие цирконий и титан, такие как диоксид титана, оксихлорид циркония, лактат циркония, гликолят циркония, триэтаноламин лактата циркония, ацетилацетонат циркония, цитрат титана, малеат титана, тартрат титана, а также другие хелаты титана и циркония.

При необходимости смеси сшивающих агентов могут использоваться в сшивающей композиции.

Водный компонент жидкости для гидравлического разрыва пласта можно выбирать из пресной воды, соленой воды, морской воды, природного или синтетического рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений, любой другой водной жидкости, которая не взаимодействует с другими компонентами жидкости для обработки приствольной зоны с оказанием негативного воздействия на ее характеристики, а также их смесей.

Предпочтительно сшивающие композиции также содержат замедляющий агент. Такие замедляющие агенты замедляют скорость реакции сшивания на достаточное время, чтобы обеспечить возможность легко закачать загущенную жидкость на водной основе в подземную зону. Жидкость для гидравлического разрыва пласта на водной основе, наряду с увеличителем вязкости, сшивающей композицией и водным компонентом обычно содержит добавки, которые известны специалистам в данной области, такие как расклинивающие агенты, деэмульгаторы, буферы, стабилизаторы неустойчивых глин, поглотители кислорода и т.д.

Подходящие деэмульгаторы включают, в частности, персульфат аммония, персульфат натрия, бромат натрия и хлорит натрия, ферменты. Предпочтительно, деэмульгатор является деэмульгатором замедленного действия, таким как инкапсулированный персульфат аммония. Деэмульгатор замедленного действия медленно высвобождает окислитель за счет полимерного покрытия, чтобы позволить прочному исходному гелю переносить и откладывать расклинивающие агенты в пласте. Жидкость также необязательно включает один или несколько расклинивающих агентов, суспендированных в жидкости. Подходящие расклинивающие агенты включают, в частности, гравий, песок, покрытый смолой песок, керамическую дробь, боксит, стекло, стеклянную дробь и их смеси. Жидкость для гидравлического разрыва пласта на водной основе также необязательно включает один или несколько буферов. Подходящие буферы включают, в частности, карбонат калия, карбонат натрия, бикарбонат калия, бикарбонат натрия, сесквикарбонат натрия, сесквикарбонат калия, гидроксид калия, гидроксид натрия, а также их смеси. Буфер можно добавить к жидкости перед добавлением сшивающей композиции. Жидкость для гидравлического разрыва пласта на водной основе согласно раскрытию может необязательно включать одну или несколько обычных добавок, которые не оказывают негативное влияние на характеристики жидкости для обработки приствольной зоны. Такие добавки включают, в частности, стабилизаторы неустойчивых глин, стабилизаторы геля, поверхностно-активные вещества, бактерицидные средства и т.п.

Как правило, загущенные жидкости для гидравлического разрыва пласта на водной основе согласно изобретению, имеют вязкость, определенную с помощью вискозиметра Фанна, выше приблизительно 50 мПа⋅с при 100 сек-1, и более предпочтительно выше приблизительно 100 мПа⋅с при 100 сек-1.

В способе согласно раскрытию жидкость для гидравлического разрыва пласта на водной основе в конце закачивают или вводят в подземный пласт (например, с поверхности через ствол скважины). Предпочтительно, жидкость закачивают или вводят при давлении, достаточном, чтобы осуществить гидравлический разрыв пласта (например, создать множество трещин), и таким образом, создать условия для перенесения в трещины и отложения в них твердых частиц (расклинивающих агентов), суспендированных в жидкости для обработки приствольной зоны.

Следующие примеры включены, чтобы продемонстрировать предпочтительные варианты осуществления изобретения.

Примеры

Примеры 1-5

Получение очищенного и неочищенного гидроксипропилированного гуара.

800 г гуаровой муки или отделенных эндоспермов семян гуара (см. таблицу 1) загрузили в реактор с мешалкой объемом 5 литров при комнатной температуре. Атмосфера реакции была сделана инертной посредством вакуумирования/промывок азотом, и при энергичном перемешивании были добавлены различные количества NaOH (см. таблицу 1) и для примеров 1-4 2,5 г буры в 440 г воды/изопропилового спирта. Смесь перемешивали в течение 15 минут при 20°С. Реактор вакуумировали и снова заполнили три раза азотом, после чего добавили различные количества пропиленоксида (PO, см. таблицу 1). Реакционные смеси выдерживали в течение 45 минут при 70-75°С при перемешивании. Затем реакционную массу охладили до 40°С, растворитель отогнали, и понизили pH массы до значения, находящегося в диапазоне от 9,0 до 10,0, путем добавления CO2.

Реакционная масса согласно сравнительному примеру 1 была очищена после перегонки путем промывки водой.

Полученный таким образом гидроксипропилированный гуар высушили на сушилке с псевдоожиженным слоем с использованием горячего воздуха и измельчили. По окончании процесса весь гидроксипропилированный гуар имел влагосодержание приблизительно 3% по массе.

MS, содержание примесей и бора и вязкость, определенная с помощью вискозиметра Brookfield® RVT (1% по массе в воде, 20 оборотов в минуту, 20ºС), для гидроксипропилированного гуара согласно примерам 1-5 приведены в Таблице 1. Содержание бора определили с помощью атомно-эмиссионной спектрометрии с индуктивно связанной плазмой (ICP-AES) после разложения кислотой простых эфиров полигалактоманнана.

Таблица 1
Образец Гуар NaOH (г) PO (г) MS Примеси % по массе Вязкость мПа⋅с Бор (м.д.)
Пример 1* мука 89 187 0,42 1,8 4300 310
Пример 2 мука 80 187 0,40 6,9 2420 249
Пример 3 мука 34 155 0,42 11,1 2060 220
Пример 4 отделенный эндосперм 33 155 0,42 7,3 2560 242
Пример 5 мука 30 438 1,5 15,9 1100 -
* Сравнительный

Примеры 6-8

Получение очищенного и неочищенного карбоксиметилированного гидроксипропилированного гуара.

800 г гуаровой муки загрузили в реактор с мешалкой объемом 5 литров при комнатной температуре. Атмосфера реакции была сделана инертной посредством вакуумирования/промывок азотом, и при энергичном перемешивании были добавлены различные количества NaOH, как приведено в таблице 2, 68,0 г хлорацетата натрия и 2,5 г буры в 350 г воды/изопропилового спирта. Смесь перемешивали в течение 15 минут при 20°С. Реактор вакуумировали и снова заполнили три раза азотом, после чего добавили 120 г пропиленоксида. Реакционную смесь выдерживали в течение 45 мин при 70-75°С при перемешивании.

Затем реакционную систему охладили до 40°С, растворитель отогнали, и понизили pH реакционной массы до значения, находящегося в диапазоне от 9,0 до 10,0, путем добавления CO2.

Реакционная масса согласно сравнительному примеру 6 была очищена после перегонки путем промывки водой. Полученный таким образом карбоксиметилированный гидроксипропилированный гуар высушили на сушилке с псевдоожиженным слоем с использованием горячего воздуха и измельчили. По окончании процесса весь карбоксиметилированный гидроксипропилированный гуар согласно примерам 6-8 имел влагосодержание приблизительно 3% по массе.

MS, DS, содержание примесей и бора и вязкость, определенная с помощью вискозиметра Brookfield® RVT (1% по массе в воде, 20 об/мин, 20°С), для карбоксиметилированного гидроксипропилированного гуара согласно примерам 6-8 приведены в таблице 2.

Таблица 2
Образец Гуар NaOH (г) MS DS Примеси % по массе Вязкость мПа⋅с Бор (м.д.)
Пример 6* мука 83 0,3 0,16 2,9 3300 260
Пример 7 мука 83 0,3 0,16 14,2 1930 215
Пример 8 мука 54 0,3 0,18 6,8 2100 240
* Сравнительный

Практические испытания

Методы, использованные при практическом испытании, являются следующими:

Испытание на диспергируемость

396 г водопроводной воды и 4 г образца были добавлены в мензурку объемом 600 мл без какого-либо перемешивания. Через 1 минуту смесь стали перемешивать с помощью магнитной мешалки (длина 5 см) при 1200 оборотах в минуту. Через 1 минуту перемешивание было остановлено, и раствор был проверен визуально, чтобы проверить наличие комков или рыбьих глаз (маленькие прозрачные комки). Результаты испытания на диспергируемость, приведенные в таблице 3 и таблице 4, считались положительными (хорошими), если в растворах не было обнаружено комков или рыбьих глаз.

Испытание с использованием вискозиметра Фанна

Для каждого образца согласно примерам 1-8, 500 мл деионизированной воды и 10 г KCl перенесли в чашу гомогенизатора Уоринга. Температуру раствора довели до 24°С. Указанные в таблице 2 количества простых эфиров полигалактоманнана добавили в растворы в течение 5 секунд при перемешивании со скоростью 2000 об/мин. PH содержащих бор образцов довели до значения приблизительно 6,50 с помощью уксусной кислоты. По истечении ровно 2 минут была определена вязкость с помощью вискозиметра Фанна при 300 об/мин (V2').

Температуру раствора поддерживали на уровне 24°С в течение 60 минут после растворения. После этого промежутка времени была определена вязкость с помощью вискозиметра Фанна при 300 об/мин (VF), установив вискозиметр на 600 об/мин на 15 секунд перед определением вязкости. Степень гидратации через 2 минуты, рассчитанная как (V2'/VF)⋅100, приведена в таблице 3 для гидроксипропилированного гуара согласно примерам 1-5 (HPG) и в таблице 4 для карбоксиметилированного гидроксипропилированного гуара согласно примерам 6-8 (CMHPG) (гидратация через 2' (%)).

Таблица 3
Образец HPG (г/500 мл) Испытание на диспергируемость Гидратация через 2' (%)
Пример 1* 2,40 хорошо 74
Пример 2 2,57 хорошо 92
Пример 3 2,83 хорошо 88
Пример 4 2,64 хорошо 87
Пример 5 3,00 хорошо 96
* Сравнительный

Таблица 4
Образец CMHPG (г/500 мл) Испытание на диспергируемость Гидратация через 2' (%)
Пример 6* 2,40 хорошо 91
Пример 7 2,71 хорошо 98
Пример 8 2,88 хорошо 95
*Сравнительный

Результаты показывают, что неочищенные простые эфиры полигалактоманнана согласно раскрытию имеют превосходные гидратируемость и диспергируемость, что делает их полностью подходящими в качестве загустителя для жидкостей для гидравлического разрыва пласта на водной основе.

Напротив, простые эфиры полигалактоманнанов согласно предшествующему уровню техники не обладают аналогичными характеристиками.

В то время как способы этого изобретения были описаны посредством предпочтительных вариантов осуществления, специалистам в данной области очевидно, что в отношении описанного здесь способа могут быть применены изменения без отступления от сущности и объема изобретения. Все подобные замены и модификации, являющиеся очевидными для специалистов в данной области, считаются находящимися в объеме изобретения, как это определено в следующей формуле изобретения.

1. Способ обработки участка подземного пласта, включающий:

a) обеспечение жидкости для гидравлического разрыва пласта на водной основе, содержащей от 0,3 до 3,0% по массе растворенного в ней увеличителя вязкости, при этом указанный увеличитель вязкости представляет собой неочищенный простой эфир полигалактоманнана, содержащий примеси в количестве от 4 до 25% по массе сухого вещества, который получен согласно следующему способу этерификации:

I) взаимодействие полигалактоманнана с этерифицирующим реагентом в присутствии щелочного катализатора;

II) сушка и извлечение неочищенного простого эфира полигалактоманнана,

при условии, что способ этерификации полигалактоманнана не включает в себя какую-либо стадию очистки или промывки, при этом примеси в простом эфире полигалактоманнана являются побочными продуктами, образовавшимися в процессе этерификации;

b) необязательно, добавление сшивающей композиции;

c) размещение жидкости для гидравлического разрыва пласта в участке подземного пласта.

2. Способ обработки участка подземного пласта по п. 1, в котором количество примесей в неочищенном простом эфире полигалактоманнана рассчитывается как суммарное содержание золы, гликолей и полигликолей.

3. Способ обработки участка подземного пласта по п. 1, в котором неочищенный простой эфир полигалактоманнана содержит примеси в количестве от 5 до 20% по массе сухого вещества.

4. Способ обработки участка подземного пласта по п. 1, в котором неочищенный простой эфир полигалактоманнана содержит сшивающий агент в количестве от 0,01 до 0,05% по массе.

5. Способ обработки участка подземного пласта по п. 4, в котором указанный сшивающий агент выбирают из борсодержащих соединений и глиоксаля.

6. Способ обработки участка подземного пласта по любому из пп. 1-5, в котором неочищенный простой эфир полигалактоманнана выбирают из простых гидроксиалкиловых эфиров полигалактоманнанов, простых карбоксиалкиловых эфиров полигалактоманнанов, смешанных простых карбоксиалкиловых и гидроксиалкиловых эфиров полигалактоманнанов и катионных эфиров полигалактоманнанов.

7. Способ обработки участка подземного пласта по п. 6, в котором неочищенный простой эфир полигалактоманнана получают из полигалактоманнанов, полученных из Trigonella foenum-graecum (камедь пажитника сенного), Cyamopsis tetragonoloba (гуаровая камедь), Cesalpinia spinosa (камедь тары), Ceratonia siliqua (камедь бобов рожкового дерева или камедь рожкового дерева), Cassia tora и Cassia obtusifolia (камедь кассии).

8. Способ обработки участка подземного пласта по п. 7, в котором неочищенный простой эфир полигалактоманнана получают из полигалактоманнана, полученного из Cyamopsis tetragonoloba (гуаровая камедь).

9. Способ обработки участка подземного пласта по п. 8, в котором неочищенный простой эфир полигалактоманнана представляет собой гидроксипропилированный гуар, карбоксиметилированный гуар или карбоксиметилированный гидроксипропилированный гуар, имеющий молярное замещение как гидроксипропилированное соединение, находящееся в диапазоне от 0,2 до 2,0, и/или степень замещения как карбоксиметилированное соединение, находящуюся в диапазоне от 0,1 до 0,5.

10. Способ обработки участка подземного пласта по п. 9, в котором неочищенный простой эфир полигалактоманнана представляет собой гидроксипропилированный гуар, имеющий молярное замещение гидроксипропильными группами, находящееся в диапазоне от 0,3 до 0,6.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке нефтематеринских коллекторов с применением управляемого многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП).

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки, с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП). Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП) включает бурение вертикальной и горизонтальной скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление нагнетательной и добывающей горизонтальной скважины обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую горизонтальную скважину.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки мощных плотных карбонатных залежей нефти с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в режиме кислотно-гравитационного дренирования (КГД).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности и надежности способа разработки, увеличение охвата залежи тепловым воздействием, равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи с одновременным снижением затрат.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для определения ориентации трещины, полученной в результате гидроразрыва пласта. Способ определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва включает проведение гидроразрыва пласта - ГРП с образованием трещины разрыва и определение пространственной ориентации трещины гидроразрыва после проведения ГРП.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения. Способ включает бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающей скважины с горизонтальным стволом, выделение продуктивных пластов с различной проницаемостью, разделенных непроницаемыми пропластками, крепление обсадных колонн и их перфорацию, закачку вытесняющей жидкости и отбор продукции скважины.

Изобретение относится к газонефтедобывающей отрасли, а именно к разработке залежей с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов в низкопроницаемых пластах. Технический результат - повышение коэффициентов извлечения углеводородов: газоотдачи, конденсатоотдачи, нефтеотдачи, а также продуктивности добывающих скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для повышения эффективности разработки нефтяных низкопроницаемых залежей. Разработку нефтяных залежей ведут системой наклонно направленных нагнетательных и добывающих скважин с нагнетательной скважиной с ГРП в центре и добывающими с ГРП вокруг.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, оборудованных погружными насосами, в первую очередь, на скважинах для добычи нефти.

Изобретение относится к гидравлическому разрыву подземного пласта. Предложен способ гидравлического разрыва подземного пласта, в котором осуществляют ввод в подземный пласт проппантной фазы, содержащей тонкоструктурную однородную пену, содержащую жидкость на водной основе с повышенной вязкостью, имеющую сверхлегкий проппант - СЛП, взвешенный в указанной жидкости, и газообразную среду, составляющую по меньшей мере около 85 об.% комбинации газообразной среды и жидкости на водной основе в тонкоструктурной однородной пене, где диаметр пузырьков в по меньшей мере 70% объема газа тонкоструктурной однородной пены меньше чем или равен 0,18 мм, и проппантную фазу вводят в подземный пласт под давлением, достаточным для образования или расширения трещины.

Настоящее изобретение относится к стабилизаторам пены в водных системах при технологических операциях по добыче нефти. Способ увеличения добычи нефти из нефтеносного пласта внутри коллектора, включающий: (a) введение в нефтеносный пласт пенообразующей композиции, содержащей альфа-олефинсульфонат, под давлением, (b) введение в нефтеносный пласт газа под давлением, при этом присутствие пенообразующей композиции оказывает влияние на поток газа внутри нефтеносного пласта, и (c) извлечение нефти через ствол скважины в коллекторе, причем пенообразующая композиция содержит стабилизатор пены, выбранный из алкиламидопропилгидроксисульфобетаина или алкилгидроксисульфобетаина, где алкильная группа представляет собой группу, содержащую от примерно 10 атомов углерода до примерно 24 атомов углерода.

Изобретение относится к способу обработки скважин, способу цементирования (варианты), текучей среде для обработки скважин. Способ обработки скважины включает изготовление текучей среды для обработки, содержащей основную текучую среду и смешанный цементирующий компонент, причем смешанный цементирующий компонент включает печную пыль из двух или более различных источников, где печная пыль выбрана из группы, которую составляют известковая печная пыль, цементная печная пыль и их сочетание, где индекс реакционной способности печной пыли различается для двух или более различных источников; и введение текучей среды для обработки в ствол скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к целевым добавкам к технологическим жидкостям глушения, освоения и заканчивания скважин. Технический результат - стимулирование продуктивности нефтегазоносного пласта за счет совмещения технологических операций с мягкой обработкой породы, позволяющей увеличить фазовую проницаемость, гидрофобизировать обработанную поверхность, удалить капиллярно-связанную воду из пор пласта, удалить осадки и предотвратить их дальнейшее образование.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки с целью увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, снижения скин-фактора и увеличения производительности скважины, возможность использования для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтедобывающей промышленности при проведении подземного и капитального ремонта скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано преимущественно при разработке месторождений нефти с повышенной вязкостью и с высокой минерализацией пластовой воды при паротепловом и пароциклическом воздействии на пласт.

Группа изобретений относится к добыче нефти и газа. Технический результат – улучшение проницаемости пластов песчаника, способность к биоразложению и высокая кислотность без образования отложений жидкости обработки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта нефтеводонасыщенных пластов, а также к составам и способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами и для ограничения водопритока в добывающей скважине.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта. Технический результат – повышение однороднсти состава и обеспечение возможности регулирования времени сшивки.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гидравлического разрыва пласта. Прицеп с манифольдом содержит по меньшей мере одну основную линию, имеющую множество выпускных соединительных патрубков и множество компоновок шарнирно-сочлененных отводов, каждая из которых соединяется с соответствующим выпускным соединительным патрубком. Каждая компоновка отводов содержит соединительный элемент, который включает в себя впускное окно, выпускное окно и третье окно, которое располагается в общем противоположно выпускному окну и закрывается съемным пробковым элементом. Каждая компоновка отводов также включает в себя компоновку шарнирно-сочлененного трубопровода, которая содержит первый конец, который соединяется с впускным окном, и вертлюг стойки, который соединяется с впускным окном. Во время развертывания компоновки отводов второй конец компоновки трубопровода соединяется с насосным блоком для гидравлического соединения насосного блока с основной линией. Технический результат заключается в повышении надежности соединения нескольких насосных блоков с оборудованием устья скважины. 3 н. и 33 з.п. ф-лы, 21 ил.
Наверх