Флюиды для обработки скважин, содержащие циркониевый сшиватель, и способы их применения

Изобретение относится к флюиду для обработки скважин для повышения добычи углеводородов из пласта и способам его использования. Флюид для обработки скважин, включающий сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте, и гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии ацетилацетоната циркония. Способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, включающий закачивание в скважину указанного выше флюида. Способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, заключающийся в том, что в скважину закачивают флюид для обработки скважин, включающий ацетилацетонат циркония, растворенный в смеси бензилового спирта и 2,2-диметил-1,3-диоксолан-4(ил)-метанола, и гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония, и замедляют сшивку флюида для обработки скважин, пока температура внутри скважины составляет по крайней мере 100°F. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 4 пр., 4 ил.

 

Область настоящего изобретения

Настоящее изобретение относится к флюиду для обработки скважин, содержащему гидратируемый полимер и биодеградабельный сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в бензиловом спирте, а также к способам применения указанного флюида.

Предпосылки создания настоящего изобретения

Эффективность операций по обработке скважин в большинстве случаев зависит от оптимизации размещения флюидов в нисходящей скважине. В прошлом значительный интерес привлекали способы усовершенствования размещения флюидов для обработки скважин в нисходящей скважине, используемых в операциях кислотной интенсификации и гидроразрыва. Обе указанные операции повышают объем добычи углеводородов из пласта.

В ходе кислотной интенсификации пласта, такой как кислотная обработка материнской породы, кислоту или образующий кислоту материал закачивают в пласт, и кислота вступает в пласте в реакцию с минералами. В результате повышается приствольная проницаемость за счет открытия каналов или пустот в пласте. Ранние попытки оптимизации размещения кислоты в нисходящей скважине заключались в закачивании простого кислотного раствора в скважину. Однако если обрабатываемый пласт содержит зоны с различной проницаемостью, закачиваемая кислота, как правило, подкисляет зону пласта с наибольшей проницаемостью и максимальной степенью водонасыщения. В результате возникает контраст проницаемости между зонами пласта с высокой проницаемостью (обработанные зоны) и зонами с низкой проницаемостью (необработанные зоны).

Чтобы обеспечить равномерное распределение флюида для обработки в обрабатываемой зоне, были разработаны химические отводящие флюиды, которые повышают гидравлическое сопротивление в пласте и таким образом обеспечивают поток флюидов для обработки из зон пласта с более высокой проницаемостью и/или водонасыщением в зоны с более низкой проницаемостью или в нефтеносные зоны.

В ходе гидроразрыва флюид для интенсификации пласта закачивают в скважину под высоким давлением. Как только превышается естественный градиент давления гидравлического разрыва пласта, флюид для гидроразрыва инициирует формирование трещины в пласте, которая, как правило, продолжает расти в ходе закачивания. При проектировании обработки обычно требуется достижение максимальной вязкости флюида при его поступлении в трещину.

Вязкость большинства флюидов для интенсификации пласта создают с использованием гидратируемых полимерных загущающих агентов. Сшивающие агенты в составе указанных флюидов повышают вязкость флюида и таким образом повышают эффективность интенсификации обрабатываемой скважины. При использовании в качестве флюида для гидроразрыва, загущенный флюид может включать расклинивающий агент (т.е. расклинивающее вещество). Расклинивающий агент остается в полученной трещине после извлечения флюида для интенсификации, чтобы предотвратить полное закрытие трещины и сформировать проводящий канал, ведущий из скважины в обрабатываемый пласт.

Стандартные сшивающие агенты в составе флюидов для интенсификации включают переходные металлы, такие как титан, цирконий, алюминий, железо и сурьма, а также их смеси. Такие стандартные сшивающие агенты включают оксихлорид циркония, ацетат циркония, лактат циркония, малат циркония, цитрат циркония, лактат титана, малат титана, цитрат титана и т.п. Другие стандартные сшивающие агенты включают комплексы соединений переходных металлов, такие как комплексы циркония и триэтаноламина.

Хотя стандартные сшивающие агенты обеспечивают достижение требуемой вязкости, они, прежде всего, не являются экологически безопасными. Существует необходимость в разработке сшивающего агента, который, как и стандартный сшивающий агент, будет эффективно повышать вязкость полимерного загущающего агента, но который является экологически безопасным и характеризуется одним или более признаков или характеристик, описанных или показанных в данном разделе настоящего изобретения или очевидных из других разделов настоящего патента.

Краткое описание сущности изобретения

В одном варианте предлагается флюид для обработки скважин, который включает сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте, а также гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония.

В другом варианте предлагается флюид для обработки скважин, который включает сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте. Флюид для гидроразрыва также содержит гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония. Значение рН флюида, как правило, составляет от приблизительно 3,5 до приблизительно 11,5.

В одном варианте предлагается флюид для обработки скважин, который включает сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте. Флюид также содержит гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония. Флюид, кроме того, содержит кислотный буферный агент, обеспечивающий рН флюида от приблизительно 4,0 до приблизительно 6,5.

В другом варианте предлагается флюид для обработки скважин, который включает сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте. Флюид также содержит гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония. Флюид, кроме того, содержит основный буферный агент, обеспечивающий рН флюида от приблизительно 8,0 до приблизительно 11,0.

В одном варианте предлагается способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, причем указанный способ заключается в том, что в скважину закачивают флюид для обработки скважин, при этом флюид для обработки скважин включает сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте. Флюид для обработки скважин содержит гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония.

В другом варианте предлагается способ разрыва подземного пласта, через который проходит скважина, причем указанный способ заключается в том, что флюид для гидроразрыва закачивают в скважину под давлением, достаточным для начала формирования или расширения трещины, при этом флюид для гидроразрыва включает сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте. Флюид для гидроразрыва содержит гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония.

В одном варианте предлагается способ разрыва подземного пласта, через который проходит скважина, причем указанный способ заключается в том, что флюид для гидроразрыва закачивают в скважину, при этом флюид для гидроразрыва включает сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте. Флюид для гидроразрыва содержит гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония. Значение рН флюида для гидроразрыва, как правило, составляет от приблизительно 3,5 до приблизительно 11,5.

В другом варианте предлагается способ разрыва подземного пласта, через который проходит скважина, причем указанный способ заключается в том, что в скважину закачивают флюид для гидроразрыва, при этом флюид для гидроразрыва включает сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте. Флюид для гидроразрыва содержит гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония. Кроме того, флюид для гидроразрыва дополнительно включает кислотный буферный агент, обеспечивающий рН флюида для гидроразрыва от приблизительно 4,0 до приблизительно 6,5.

В одном варианте предлагается способ разрыва подземного пласта, через который проходит скважина, причем указанный способ заключается в том, что в скважину закачивают флюид для гидроразрыва, при этом флюид для гидроразрыва включает сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте. Флюид для гидроразрыва содержит гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония. Флюид для гидроразрыва содержит гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония. Кроме того, флюид для гидроразрыва дополнительно включает основный буферный агент, обеспечивающий рН флюида для гидроразрыва от приблизительно 8,0 до приблизительно 11,0.

В другом варианте предлагается способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, причем указанный способ заключается в том, что в скважину закачивают флюид, содержащий ацетилацетонат циркония, растворенный в смеси на основе бензилового спирта. Флюид для гидроразрыва, кроме того, содержит гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония. Присутствие ацетилацетоната циркония в составе флюида замедляет сшивку гидратируемого полимера, пока температура внутри скважины составляет по крайней мере 100°F.

В одном варианте предлагается способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, причем указанный способ заключается в том, что в скважину закачивают флюид, содержащий ацетилацетонат циркония, растворенный в смеси на основе бензилового спирта. Флюид для гидроразрыва, кроме того, содержит гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония. Кроме того, флюид для гидроразрыва дополнительно включает кислотный буферный агент, обеспечивающий рН флюида для гидроразрыва от приблизительно 4,0 до приблизительно 6,5. Присутствие ацетилацетоната циркония в составе флюида замедляет сшивку гидратируемого полимера, пока температура внутри скважины составляет по крайней мере 100°F.

В другом варианте предлагается способ разрыва подземного пласта, через который проходит скважина, причем указанный способ заключается в том, что в скважину закачивают флюид, содержащий ацетилацетонат циркония, растворенный в смеси на основе бензилового спирта. Флюид для гидроразрыва дополнительно содержит гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония. Кроме того, флюид для гидроразрыва дополнительно включает основный буферный агент, обеспечивающий рН флюида для гидроразрыва от приблизительно 8,0 до приблизительно 11,0. Присутствие ацетилацетоната циркония в составе флюида замедляет сшивку гидратируемого полимера, пока температура внутри скважины составляет по крайней мере 100°F.

В одном варианте предлагается способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, с использованием флюида для обработки скважин, причем флюид для обработки скважин содержит сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте. Флюид содержит гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония. Значение рН флюида составляет от приблизительно 3,0 до приблизительно 6,5. В скважину, проходящую через подземный пласт, закачивают первую порцию флюида для обработки скважин, затем закачивают следующие порции флюида для обработки скважин. Поток следующих порций флюида отводят из участка пласта с высокой проницаемостью или поврежденного участка пласта в участок пласта с низкой проницаемостью или в неповрежденный участок пласта.

Соответственно, настоящее изобретение включает признаки и преимущества, которые, как полагают, позволяют усовершенствовать операцию разрыва подземного пласта. Характеристики и преимущества настоящего изобретения, описанные выше, а также дополнительные признаки и преимущества представляются очевидными для специалистов в данной области техники после рассмотрения следующего подробного описания различных вариантов осуществления настоящего изобретения со ссылкой на прилагаемые фигуры.

Краткое описание фигур

Следующие фигуры являются частью настоящего описания, включенной для иллюстрации некоторых аспектов различных вариантов осуществления настоящего изобретения, и в подробном описании настоящего изобретения приводятся ссылки на указанные фигуры.

На фиг. 1 показан график кажущейся вязкости флюидов, содержащих биодеградабельный сшиватель по настоящему изобретению и карбоксиметилгуаровую камедь, при этом рН флюида доводят буферным агентом до приблизительно 10 и, кроме того, указанный флюид отличается от забуференного флюида предшествующего уровня техники, содержащего не-биодеградабельный сшиватель.

На фиг. 2 показан график кажущейся вязкости флюидов, содержащих биодеградабельный сшиватель, определенный в настоящем изобретении, и карбоксиметилгуаровую камедь, при этом рН флюидов доводят буферным агентом до щелочных значений, а также до кислотных значений.

На фиг. 3 показан график кажущейся вязкости флюидов, содержащих биодеградабельный сшиватель, определенный в настоящем изобретении, и карбоксиметилгидроксипропилгуаровую камедь, при этом рН флюидов доводят буферным агентом до щелочных значений, а также до кислотных значений.

На фиг. 4 показан график кажущейся вязкости флюидов, содержащих биодеградабельный сшиватель, определенный в настоящем изобретении, и гидратируемый сополимер акриламидометилпропансульфоната, акриловой кислоты (АМПС/АК) и винилфосфоната, где рН флюидов доводят буферным агентом до 5,5.

Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения

Характеристики и преимущества настоящего изобретения, а также дополнительные признаки и достоинства представляются очевидными для специалистов в данной области техники после рассмотрения следующего подробного описания типичных вариантов осуществления настоящего изобретения со ссылкой на прилагаемые фигуры. Следует понимать, что приведенное описание и прилагаемые фигуры, представляющие собой типичные варианты осуществления настоящего изобретения, не ограничивают пункты формулы настоящего изобретения или любого патента или заявки на выдачу патенту, в связи с которыми в настоящей заявке испрашивается приоритет. Напротив, предполагается, что все модификации, эквиваленты и альтернативные варианты включены в сущность и объем пунктов формулы настоящего изобретения. Существует возможность множества изменений конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения и деталей, описанных в данном контексте, не выходя за пределы сущности и объема настоящего изобретения.

Использованные в данном контексте и в различных разделах (и заголовках) настоящей заявки на выдачу патента термины «изобретение», «настоящее изобретение» и их варианты не предназначены для обозначения каждого возможного варианта осуществления, включенного в настоящее изобретение или в любой конкретный пункт(ы) формулы изобретения. Термин «включающий» используется в данном контексте и в прилагаемых пунктах формулы настоящего изобретения в неограничивающей форме и, в связи с этим, его следует интерпретировать как обозначающий «включая, но не ограничиваясь только….». Использованный в данном контексте «сополимер» включает полимер, полученный из двух или более мономеров, и включает терполимеры. Кроме того, ссылка в данном контексте и в прилагаемых пунктах формулы настоящего изобретения на компоненты необязательно ограничивает настоящее изобретение или прилагаемые пункты формулы настоящего изобретения только одним таким компонентом или аспектом, и ее следует интерпретировать в общем смысле как обозначающую один или более компонентов или аспектов, которые могут являться пригодными.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается флюид для обработки скважин, в котором сшивающим агентом является ацетилацетонат циркония. Сшивающий агент подвергается биодеградации в пресной воде и в минерализованной воде. Сшивающий агент растворяют в экологически чистом растворителе и его можно использовать в составе флюидов как при низких значениях рН, так и при высоких значениях рН, используя различные гидратируемые полимеры, способные к гелеобразованию в присутствии указанного сшивающего агента.

В связи с этим, флюиды, описанные в данном контексте, обеспечивают экологически безопасную альтернативу флюидам для обработки, содержащим стандартные сшивающие агенты. Вязкость флюидов, содержащих в качестве сшивающего агента биодеградабельный ацетилацетонат циркония, практически равна вязкости флюидов, содержащих стандартные не-биодеградабельные сшивающие агенты.

Флюиды, описанные в данном контексте, являются, прежде всего, эффективными при использовании для интенсификации скважин, включая газоносную скважину, нефтеносную скважину, водоносную скважину и т.п. В одном варианте флюиды для обработки скважин, описанные в данном контексте, используют при проведении операции гидроразрыва или в ходе операции кислотной обработки. В последнем случае флюиды можно отводить из участка пласта с высокой проницаемостью или поврежденного участка пласта в участки пласта с низкой проницаемостью или неповрежденные участки пласта.

Кроме того, флюиды, описанные в данном контексте, могут представлять собой вспененные флюиды, прежде всего, если требуется использовать их в скважинах с низким давлением, или в водовосприимчивых зонах.

В одном варианте, ацетилацетонат циркония растворяют в бензиловом спирте. В другом варианте растворителем является смесь бензилового спирта и 2,2-диметил-1,3-диоксолан-4(ил)-метанола. При использовании смеси количество 2,2-диметил-1,3-диоксолан-4(ил)-метанола в смеси может составлять от 10 до 90 об.%, более типично от приблизительно 40 до приблизительно 60 об.%.

Как правило, количество сшивающего агента - ацетилацетоната циркония, растворенного в растворителе - бензиловом спирте (или в смеси растворителей), составляет от 6 до 20 мас.%, более типично от приблизительно 8 до приблизительно 12 мас.%. Количество сшивающего агента (растворенного в бензиловом спирте или смеси на основе бензилового спирта) обычно составляет от приблизительно 1,5 до приблизительно 150 фунтов/1000 галлонов водного флюида для гидроразрыва.

Количество сшивающего агента, присутствующего в составе водного флюида, представляет собой количество, которое требуется для гелеобразования или загущения флюида при температуре в требуемой зоне скважины или около указанной температуры. Как правило, количество используемого гидратируемого полимера составляет от приблизительно 15 до приблизительно 50, предпочтительно от приблизительно 20 до приблизительно 30 фунтов/1000 галлонов воды в составе флюида.

Гидратируемым полимером, предназначенным для использования в составе флюида, описанного в данном контексте, является синтетический или природный полимер, и указанный полимер может содержать одну или более функциональных групп, таких как гидроксильная группа, карбоксильная группа, сульфат, сульфонат, аминогруппа или амидогруппа. Предпочтительные синтетические и природные полимеры включают полисахариды и их производные, поливиниловые спирты, полиакрилаты (включая метакрилаты), полипирролидоны, полиакриламиды (включая метакриламиды), а также 2-акриламидо-2-метилпропансульфонат и смеси указанных полимеров.

Пригодные полисахариды и их производные включают соединения, которые содержат один или более моносахаридных звеньев галактозы, фруктозы, маннозы, глюкозида, глюкозы, ксилозы, арабинозы, глюкуроновой кислоты и пиранозилсульфата. Указанные соединения включают не-модифицированные и модифицированные гуаровые камеди, камедь бобов рожкового дерева, камедь карайи, камедь цезальпинии колючей, ксантановую камедь, сукциногликан, склероглюкан и каррагинан. Указанные полисахариды включают гуаровые камеди и их производные, крахмалы и галактоманнановые камеди.

В предпочтительном варианте гидратируемым полимером является не-модифицированная гуаровая камедь или модифицированная гуаровая камедь, такая как гидроксиалкилированная гуаровая камедь (например, гидроксипропилгуаровая камедь), карбоксиалкилгуаровая камедь (например, карбоксиметилгуаровая камедь) или карбоксиалкилгидроксиалкилгуаровая камедь (например, карбоксиметилгидроксипропилгуаровая камедь). Предпочтительными являются карбоксиметилгуаровая камедь, гидроксипропилгуаровая камедь, гидроксиэтилгуаровая камедь, гидроксибутилгуаровая камедь и карбоксиметилгидроксипропилгуаровая камедь. В большинстве случаев более предпочтительной является карбоксиметилгидроксипропилгуаровая камедь (КМГПГ) из-за ее более высокой гидратируемости, доступности и устойчивости в жесткой воде.

В одном варианте гидратируемым полимером является гидроксиалкилированная гуаровая камедь, характеризующаяся молекулярной массой от приблизительно 1 миллиона до приблизительно 3 миллионов. Степень замещения (СЗ) карбоксилированной гуаровой камеди может составлять от приблизительно 0,08 до приблизительно 0,18, а содержание гидроксипропильных групп в гидроксиалкилированной гуаровой камеди может составлять от приблизительно 0,2 до приблизительно 0,6.

Кроме того, полисахаридом может являться производное целлюлозы, такое как гидроксиалкилцеллюлоза или алкилгидроксиалкилцеллюлоза, карбоксиалкильные производные целлюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлоза, гидроксипропилцеллюлоза, гидроксибутилцеллюлоза, гидроксиэтилметилцеллюлоза, гидроксипропилметилцеллюлоза, гидроксибутилметилцеллюлоза, метилгидроксиэтилцеллюлоза, метилгидроксипропилцеллюлоза, этилгидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиэтилцеллюлоза, карбоксиметилцеллюлоза и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза.

Пригодными синтетическими полимерами являются сополимеры, полученные по крайней мере из одного мономера, содержащего акриламидное звено и группу соли четвертичного аммония, и необязательно из акрилатный мономер и/или гетероциклический азотсодержащий мономер. Молярное соотношение акриламидное звено/соль четвертичного аммония в сополимере обычно составляет от приблизительно 1:5 до приблизительно 5:1.

Примеры используемой соли четвертичного аммония включают соли, полученные катионизацией мономера, содержащего третичные аминогруппы, такого как N,N-диметиламиноэтилметакрилат, N,N-диэтиламиноэтилметакрилат, N,N-диметиламинопропилметакрилат, N,N-диэтиламинопропилметакрилат, N,N-диметиламиноэтилметакриламид, N,N-диэтиламиноэтилметакриламид, N,N-диметиламинопропилметакриламид, N,N-диэтиламинопропилметакриламид, пара-диметиламинометилстирол, пара-диметиламиноэтилстирол, пара-диэтиламинометилстирол или пара-диэтиламиноэтилстирол, в присутствии катионизирующего агента, например, алкилгалогенида, такого как хлористый метил, бромистый метил или йодистый метил, диалкилсерной кислоты, такой как диметилсерная кислота, соли неорганической кислоты и присоединенного к третичному амину эпихлоргидрина, такой как хлорид N-(3-хлор-2-гидроксипропил)-N,N,N-триметиламмония, соли неорганической кислоты, такой как соляная кислота, бромистоводородная кислота, серная кислота или фосфорная кислота, или карбоновой кислоты, такой как муравьиная кислота, уксусная кислота или пропионовая кислота.

Кроме того, примеры включают соли диалкилдиаллиламмония, соли поливинилбензилтриалкиламмония, соли полиэпихлоргидрина, кватернизованного триалкиламином, соли полиметакриламидоалкилтриалкиламмония, соли полиметакрилоилоксиалкилтриалкиламмония и соль полиметакрилоилоксиалкилдиалкилгидроксиалкиламмония, где алкил предпочтительно обозначает C13алкильную группу. Указанные соли включают соли поливинилбензилтриметиламмония, соли полиэпихлоргидрина, кватернизованного триметиламином, соли полиметакриламидопропилтриметиламмония, соли полиметакрилоилоксиэтилтриметиламмония, хлорид полиакриламидопропилтриаммония и соль полиметакрилоилоксиэтилдиметилгидроксиэтиламмония.

Предпочтительные соли четвертичного аммония включают соли диметилдиаллиламмония, такие как хлорид диметилдиаллиламмония, а также производные акриламида или акриловой кислоты, такие как хлорид акриламидоэтилтриметиламмония, сополимер акриламида и четвертичной аммонийной соли диметиламиноэтилакрилатметилхлорида, сополимер акриламида и четвертичной аммонийной соли диметиламиноэтилметакрилатметилхлорида, сополимер акриламида и хлорида диаллилдиметиламмония, четвертичная аммониевая соль полидиметиламиноэтилакрилатметилхлорида и четвертичная аммониевая соль полидиметиламиноэтилметакрилатметилхлорида.

В другом прежде всего предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения соль четвертичного аммония характеризуется формулой:

где R обозначает метил или водород, R4 обозначает C16алкильную группу, необязательно замещенную галогеном, гидроксильной группой или алкоксигруппой (предпочтительно этоксигруппой и метоксигруппой), наиболее предпочтительно R4 обозначает -СН2СН2СН2-, X обозначает галоген, предпочтительно хлор, a R1, R2 и R3 независимо выбирают из группы, включающей алкильную группу и алкоксигруппу, предпочтительно метил, этил, метоксигруппу и этоксигруппу, наиболее предпочтительно R1, R2 и R3 каждый обозначают метил.

Пригодными для использования в качестве «акриламидного» звена являются акриламид, метакриламид, диацетонакриламид и N-метилолакриламид.

В другом варианте сополимером для применения по настоящему изобретению является терполимер акриловой кислоты, акриламида и соли четвертичного аммония. Пригодными для использования в качестве акрилата являются акриловая кислота, метакриловая кислота, а также соль акриловой кислоты или метакриловой кислоты. Указанные соли включают соли щелочных металлов, такие как натриевые соли. Молярное соотношение акриловая кислота или ее соль (если присутствует)/акриламид составляет, как правило, от приблизительно 2:1 до приблизительно 1:3, предпочтительно 1:1.

В еще одном альтернативном варианте осуществления настоящего изобретения сополимером для применения по настоящему изобретению является терполимер акриламида, соли четвертичного аммония и азотсодержащего гетероциклического соединения. Пригодные азотсодержащие гетероциклические соединения включают N-винилпирролидон, N-винилформамид, N-винилацетамид, N-винилкапролактам, N-винилимидазол и N-винилпиридин. Терполимер может, кроме того, содержать акрилат. Если присутствуют, молярное соотношение азотсодержащее гетероциклическое соединение/акриламид составляет, как правило, от приблизительно 90:10 до приблизительно 10:90. В предпочтительном варианте терполимер включает мономеры при молярных соотношениях 10:90 (акриламид), 5:80 (соль четвертичного аммония) и 5:80 (азотсодержащее гетероциклическое соединение) (при этом сумма молярных долей акриламида, соли четвертичного аммония и азотосодержащего гетероциклического соединения равна 100).

Другие неограничивающие примеры пригодных синтетических гидратируемых полимеров включают поливиниловый спирт, поли-2-амино-2-метилпропансульфоновую кислоту, полиакриламид, частично гидролизованный полиакриламид, а также сополимеры, содержащие акриламид, терполимеры, содержащие акриламид, акрилат и третьи компоненты. Как определено в данном контексте, полиакриламид представляет собой акриламидный полимер, включающий в основном менее 1% акриламидных групп в форме карбоксилатных групп. Частично гидролизованный полиакриламид представляет собой акриламидный полимер, содержащий по крайней мере 1%, но не более 100% акриламидных групп в форме карбоксилатных групп.

В предпочтительном варианте синтетическим полимером является эмульсионный полимер, такой как сополимеры акриламидометилпропансульфоновой кислоты (АМПС), такие как сополимеры АМПС и акриламида, сополимер акриламидометилпропансульфоната и акриловой кислоты (АМПС/АК), фосфинированный малеиновый сополимер (PHOS/MA) или натриевая соль терполимеров полималеиновой кислоты, акриловой кислоты и акриламидометилпропансульфоната (АК/АМПС), а также их соли и комбинации.

Прежде всего, предпочтительны сополимеры, характеризующиеся формулой:

где m равен от 2 до 5, а n равен от 4 до 8. В одном варианте такие эмульсионные сополимеры включают дисперсию полимера в углеводородной фазе. В другом варианте эмульсионный полимер включает частицы микроэмульсии. В еще одном варианте эмульсионный полимер включает жидкую дисперсию полимера. В одном варианте эмульсионный полимер характеризуется общим составом, включающим от приблизительно 20% до 50% акриламидометилпропансульфоновой кислоты (АМПС), приблизительно от 2% до 5% акриловой кислоты и приблизительно от 45% до 78% акриламида. Более предпочтительно, полимер включает приблизительно от 35% до 50% АМПС.

Предпочтительный сополимер для применения по настоящему изобретению описан в патенте US, серийный номер 8022015, включенном в настоящее описание в качестве ссылки. Указанные сополимеры включают сополимеры, полученные из акриламида, акриламидометилпропансульфоновой кислоты и винилфосфоната, включая сополимеры, которые содержат от приблизительно 20 до приблизительно 90 мас.% акриламида, от приблизительно 9 до приблизительно 80 мас.% акриламидометилпропансульфоновой кислоты и от приблизительно 0,1 до приблизительно 20 мас.% винилфосфоната, в другом варианте от приблизительно 30 до приблизительно 80 мас.% акриламида, от приблизительно 25 до приблизительно 60 мас.% акриламидометилпропансульфоновой кислоты и от приблизительно 0,2 до приблизительно 10 мас.% винилфосфоната, в еще одном варианте от приблизительно 40 до приблизительно 70 мас.% акриламида, от приблизительно 30 до приблизительно 40 мас.% акриламидометилпропансульфоновой кислоты и от приблизительно 1 до приблизительно 3 мас.% винилфосфоната, или в другом варианте приблизительно 50 мас.% акриламида, приблизительно 30 мас.% акриламидометилпропансульфоновой кислоты, приблизительно 2 мас.% винилфосфоната, а остальное количество - сополимеры акриламида и акриламидометилпропансульфоновой кислоты.

Величину рН раствора ацетилацетоната циркония в растворителе, описанного в данном контексте, можно, кроме того, доводить до требуемого диапазона значений рН с использованием буферных агентов для получения кислотных, а также щелочных флюидов. Значение рН флюида может составлять от приблизительно 3,5 до приблизительно 11,5. В связи с этим, значение рН флюидов, содержащих сшивающий агент, можно доводить с использованием кислотных, а также щелочных буферных агентов.

Обычно в качестве компонента флюида можно использовать любой буферный агент, способный поддерживать кислотные или щелочные значения рН флюида для обработки скважины в пределах требуемого диапазона рН. Пригодные буферные агенты представляются очевидными специалистам в данной области техники. Так, например, буферными агентами для поддержания кислотных значений рН флюида являются слабые органические кислоты и соответствующие соли, такие как, например, уксусная кислота, ледяная уксусная кислота, ацетат натрия, муравьиная кислота и их комбинации. Пригодными буферными агентами для поддержания щелочных значений рН флюида являются гидроксид калия, карбонат калия или их смесь.

Буферный раствор для доведения рН можно использовать в диапазоне концентраций от приблизительно 1 до приблизительно 3 галлона/1000 галлонов флюида.

В одном варианте буферный агент поддерживает значение рН от приблизительно 4,0 до приблизительно 6,5, как правило, от приблизительно 4,5 до приблизительно 5,5. В большинстве случаев забуференный флюид с низкими значениями рН характеризуется значительным преимуществом, так как разрушает полимерную структуру гидратируемого полимера. В связи с этим, флюид с низкими значениями рН представляет значительный практический интерес при проведении операций по очистке. Кроме того, забуференные флюиды с низкими значениями рН, как правило, являются более предпочтительными при использовании в пластах песчаника с низкой проницаемостью, так как они вызывают меньшее снижение проницаемости указанных пластов. Кроме того, указанные флюиды в большинстве случаев являются более предпочтительными при использовании в резервуарах-коллекторах с низким давлением и в скважинах с высоким содержанием глины, так как они более эффективно предотвращают набухание глины и миграцию глины. Набухание и миграция глины может нарушить проводимость трещины. Кроме того, указанные флюиды являются более предпочтительными в тех случаях, когда в составе флюида для гидроразрыва используют азот или диоксид углерода.

В другом варианте буферный агент может поддерживать рН флюида от приблизительно 8,0 до приблизительно 11,0, как правило, от приблизительно 9,0 до приблизительно 10,5. Такие флюиды, прежде всего, являются предпочтительными, если используются реагенты для деструкции ферментов. Например, ферментативные катализаторы в большинстве случаев являются эффективными только в щелочной среде. В указанном случае гидратируемым полимером, прежде всего, является галактоманнановая камедь.

Кроме гидратируемого полимера, сшивающего агента и буферных агентов или агентов для регуляции рН в составе флюидов, описанных в данном контексте, можно использовать различные добавки. Добавки, используемые в нефтяной и газовой промышленности, известны в данной области техники, включая, но не ограничиваясь только ими, ингибиторы коррозии, неэмульгирующие агенты, агенты для контроля содержания железа, замедлители, агенты для суспендирования алевритовых отложений, агенты для освоения скважины, стабилизаторы глины, ПАВ, деэмульгаторы, комплексообразователи, биоциды, агент для снижения поверхностного натяжения, ингибиторы солевых отложений, ингибиторы образования гидратов газов, кислоты или смеси указанных веществ. Другие пригодные добавки, которые можно использовать в настоящем изобретении, представляются очевидными специалистам в данной области техники, и их следует рассматривать как включенные в объем настоящего изобретения.

Флюид для обработки скважин, описанный в данном контексте, является, прежде всего, эффективным в качестве флюида для гидроразрыва, когда флюид закачивают в ствол скважины, проходящей через подземный пласт, чтобы инициировать образование трещины или расширить трещину. Флюид для гидроразрыва закачивают при скорости, достаточной для гидроразрыва пласта и размещения расклинивающего агента в трещине.

При использовании в качестве флюида для гидроразрыва, флюид для обработки скважины может, кроме того, содержать расклинивающий агент. Пригодные расклинивающие агенты включают соединения, обычно известные в данной области техники, включая частицы кварцевого песка, стеклянную дробь, алюминиевые пеллеты, керамические частицы, пластиковые шарики и сверхлегкие (СВЛ) твердые частицы, такие как дробленая или измельченная скорлупа орехов, таких как грецкий орех, кокосовый орех, орех-пекан, миндаль, фителефас (каменный орех), бразильский орех и т.п., дробленая и измельченная скорлупа семян (включая фруктовые косточки) фруктов, таких как слива, олива, персик, вишня, абрикос и т.п., дробленая и измельченная скорлупа семян других растений, таких как кукуруза (например, початки кукурузы или кукурузные зерна) и т.п., прошедшие переработку древесные материалы, такие как древесные материалы, полученные из древесины, такой как древесина дуба, пекана, грецкого ореха, тополя, красного дерева и т.п., включая такую древесину, которая переработана дефибрированием, переработана в щепу или прошла другую форму измельчения, переработки и т.п. Кроме того, расклинивающий агент может включать пористые керамические или органические полимерные твердые частицы. Пористые твердые частицы можно обрабатывать непористым проникающим материалом, наносить на них слой покрытия или лакирующий слой. Также можно использовать смеси указанных расклинивающих агентов.

Если присутствует расклинивающий агент, то его количество в составе флюида для обработки скважины, как правило, составляет от приблизительно 0,5 до приблизительно 12,0, предпочтительно от приблизительно 1 до приблизительно 8,0 фунтов расклинивающего агента/галлон флюида для обработки скважины.

Кроме применения в качестве флюидов для гидроразрыва, флюиды, описанные в данном контексте, рН которых составляет от приблизительно 3,5 до приблизительно 6,5, можно использовать в качестве флюида для кислотной обработки при интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, при этом порции флюида можно отводить в продуктивные зоны пласта с низкой проницаемостью. Флюид можно отводить из зоны с высокой проницаемостью в зону подземного пласта, характеризующуюся низкой проницаемостью. В связи с тем, что проводимость представляет собой проницаемость, умноженную на геометрические параметры закачивания, указанное является синонимом утверждения, что флюид для обработки скважины, описанный в данном контексте, можно отводить из первичной трещины(ин) с высокой проводимостью во вторичные трещины с более низкой проводимостью. Кроме того, так как проводимость является функцией относительного сопротивления входящему потоку, использованная в данном контексте ссылка на проводящую трещину является синонимом проводящей зоны резервуара.

При использовании в качестве отводящего флюида, флюид можно напрямую закачивать в зону пласта с высокой проницаемостью, через который проходит скважина. Большинство отводящих флюидов поступает в зону с высокой проницаемостью или в неповрежденную зону и формирует временную «пробку» или «высоковязкую пачку» за счет повышенной вязкости флюида, в то время как в зону с более низкой проницаемостью поступает незначительное количество флюида. Указанная временная «высоковязкая пачка» вызывает повышение давления и отводит флюид в участок пласта, характеризующийся более низкой проницаемостью.

Как правило, при закачивании через трубопровод, который проходит в ствол скважины, флюиды подвергаются действию высокого напряжения сдвига. В связи с этим желательно, чтобы при этом происходило замедление сшивки флюида для сведения к минимуму трения, т.е. для исключения необходимости закачивания высоковязкого флюида, учитывая, что для этого могут потребоваться высокие мощности. Кроме того, замедление сшивки при высоком напряжении сдвига в стволе скважины сводит к минимуму механическую деструкцию при сдвиговых напряжениях и потерю вязкости флюида. К сожалению, контролировать замедление сшивки флюидов с низкими значениями рН чрезвычайно сложно, прежде всего, при добавлении диоксида углерода. В связи с этим, флюиды, описанные в данном контексте, характеризуются преимуществом по сравнению с другими флюидами предшествующего уровня техники, так как сшивающий агент обеспечивает механизм замедления взаимодействия с гидратируемым полимером.

Сшивающий агент, описанный в данном контексте, можно комбинировать с другими компонентами флюида в ходе периодического процесса, проводимого в месте расположения скважины, с использованием смесителей, или его можно смешивать порциями в отдалении от места расположения скважины и транспортировать к месту расположения скважины. В предпочтительном варианте флюид, содержащий сшивающий агент, получают непосредственно в процессе закачки с использованием способов непрерывного смешивания в месте расположения скважины.

Все проценты, указанные ниже в разделе Примеры, являются массовыми процентами, если не указано иное.

Примеры

Пример 1

Получали водные флюиды, содержащие 2,5 галлонов/тысячу (галл./тыс.) или 3,75 галл./тыс. 10 мас.% раствора ацетилацетоната циркония(IV) в бензиловом спирте, 7,5 галл./тыс. суспензии 4 фунтов/галлон карбоксиметилгуаровой камеди (КМГ) в минеральном масле, 3 галл./тыс. гелевого стабилизатора - тиосульфата натрия, 1 галл./тыс. буферного агента BF-9L для поддержания высоких значений рН, выпускаемого фирмой Baker Hughes Incorporated, и 1 галл./тыс. стабилизатора глин, выпускаемого под торговым названием CLAYTREAT 3С™ фирмой Baker Hughes Incorporated. Для сравнения вместо сшивателя по настоящему изобретению, ацетилацетоната циркония, в бензиловом спирте использовали 1,5 галл./тыс. коммерческого продукта XLW-14, сшивателя на основе триэтаноламина цирконата, описанного в патенте US, серийный номер 4534870, и выпускаемого фирмой Baker Hughes Incorporated. Значение рН каждого из флюидов составляло приблизительно 10,0.

Затем флюиды помещали в специальную чашу держателя, присоединенного к вискозиметру Fann50 модели 50С. Затем в чашу подавали азот под давлением (300 фунтов/кв. дюйм) и затем чашу опускали в нагреваемую масляную баню. Затем вискозиметр Fann50 настраивали таким образом, чтобы определять вязкость исследуемого флюида при скорости сдвига 100 с-1. Измерения вязкости флюидов проиллюстрированы на фиг. 1.

На фиг. 1 показано, что забуференные флюиды, рН которых составляет приблизительно 10, содержащие биодеградабельный сшиватель, определенный в настоящем изобретении, обеспечивают вязкость, сопоставимую с вязкостью флюидов, характеризующихся теми же значениями рН, но содержащими не-биодеградабельные сшиватели предшествующего уровня техники.

Пример 2

Получали три забуференных флюида, содержащих 10 мас.% раствора ацетилацетоната циркония(IV) в бензиловом спирте и 7,5 галл./тыс. суспензии 4 фунтов/галлон КМГ в минеральном масле. В два раствора добавляли 0,5 галл./тыс. BF-9L и проводили сшивку флюидов с использованием 1,5 галл./тыс. и 2 галл./тыс. раствора сшивателя, при этом рН забуференных флюидов поддерживали равным приблизительно 10,0 и 9,5, соответственно, используя 2 галл./тыс. буферного агента BF-10L, представляющего собой смесь уксусной кислоты и ледяной уксусной кислоты, выпускаемого фирмой Baker Hughes Incorporated. Сшивку третьего флюида проводили с использованием 1,5 галл./тыс. сшивателя, при этом рН забуференного флюида составляло приблизительно 5,0. Ацетилацетонат циркония(IV) во флюиде, забуференном до рН 5,0, растворяли в смеси бензиловый спирт : 2,2-диметил-1,3-диоксолан-4-метанол, 50:50 (об./об.).

Затем флюиды помещали в специальную чашу держателя, присоединенного к вискозиметру Fann50 модели 50С. Затем в чашу подавали азот под давлением (300 фунтов/кв. дюйм) и затем чашу опускали в масляную баню, нагреваемую до 200°F. Затем вискозиметр Fann50 настраивали таким образом, чтобы определять вязкость исследуемого флюида при скорости сдвига 100 с-1. Измерения вязкости флюидов проиллюстрированы на фиг. 2.

На фиг. 2 показано, что биодеградабельный сшиватель, определенный в настоящем изобретении, обеспечивает требуемую вязкость флюидов для гидроразрыва, забуференных до щелочных значений, а также до кислотных значений рН.

Пример 3

Получали три забуференных флюида, содержащих 10 мас.% раствора ацетилацетоната циркония(IV) в бензиловом спирте и 7,5 галл./тыс. суспензии 4 фунтов/галлон карбоксиметилгидроксипропилгуаровой камеди (КМГПГ) в минеральном масле. В два раствора добавляли 0,5 галл./тыс. BF-9L и проводили сшивку флюидов с использованием 1,5 галл./тыс. и 2 галл./тыс. раствора сшивателя, при этом рН забуференных флюидов составляло приблизительно 10,0 и 9,5, соответственно. Использовали 2 галл./тыс. BF-10L, буферного агента, представляющего собой смесь уксусной кислоты и ледяной уксусной кислоты, выпускаемого фирмой Baker Hughes Incorporated. Сшивку третьего флюида проводили с использованием 2 галл./тыс. сшивателя, при этом рН забуференного флюида поддерживали на уровне приблизительно 5,5 с использованием BF-10L, буферного агента, представляющего собой смесь уксусной кислоты и ледяной уксусной кислоты, выпускаемого фирмой Baker Hughes Incorporated. Затем флюиды помещали в специальную чашу держателя, присоединенного к вискозиметру Fann50 модели 50С. Затем в чашу подавали азот под давлением (300 фунтов/кв. дюйм) и затем чашу опускали в масляную баню, нагреваемую до 200°F. Затем вискозиметр Fann50 настраивали таким образом, чтобы определять вязкость исследуемого флюида при скорости сдвига 100 с-1. Измерения вязкости флюидов проиллюстрированы на фиг. 3.

На фиг. 3 показано, что биодеградабельный сшиватель, определенный в настоящем изобретении, обеспечивает требуемую вязкость флюидов для гидроразрыва, забуференных до щелочных значений, а также до кислотных значений рН.

Пример 4

Получали водные флюиды, содержащие 1,5 галл./тыс. 10 мас.% раствора ацетилацетоната циркония(IV) в смеси бензиловый спирт : 2,2-диметил-1,3-диоксолан-4-метанол, 50:50 (об./об.). Флюид также содержал 17,5 галл./тыс. обратной эмульсии сополимера акриламидометилпропансульфоната, акриловой кислоты (АМПС/АК) и винилфосфоната, описанного в патенте US, серийный номер 8022015, а также 1 галл./тыс. ПАВ (коммерческого продукта PSA-65L, выпускаемого фирмой Baker Hughes Incorporated), при этом рН флюида поддерживали на уровне 5,5 с использованием BF-10L. Один из флюидов также содержал 4 галл./тыс. гелевого стабилизатора - тиосульфата натрия.

Затем флюиды помещали в специальную чашу держателя, присоединенного к вискозиметру Fann50 модели 50С. Затем в чашу подавали азот под давлением (300 фунтов/кв. дюйм) и затем чашу опускали в масляную баню, нагреваемую до 350°F. Затем вискозиметр Fann50 настраивали таким образом, чтобы определять вязкость исследуемого флюида при скорости сдвига 100 с-1. Измерения вязкости флюидов проиллюстрированы на фиг. 4. Измерения вязкости флюидов проиллюстрированы на фиг. 4, где показано, что флюид представляет собой приемлемую альтернативу стандартным не-биодеградабельным сшивателям в составе флюидов для гидроразрыва.

Хотя показаны и описаны типичные варианты осуществления настоящего изобретения, в объем прилагаемых пунктов формулы изобретения включено множество вариантов, модификаций и/или изменений флюидов или способов по настоящему изобретению, которые может осуществлять и использовать специалист в данной области техники, не выходя за пределы сущности или принципов настоящего изобретения, а также объема прилагаемых пунктов формулы изобретения. Таким образом, весь материал, представленный в настоящем описании или показанный на прилагаемых фигурах, следует интерпретировать как иллюстративный, а объем настоящего изобретения и прилагаемых пунктов формулы изобретения не следует ограничивать вариантами осуществления настоящего изобретения, описанными и показанными в настоящем описании.

1. Флюид для обработки скважин, включающий:

а) сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте, и

б) гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония.

2. Флюид для обработки скважин по п. 1, где рН флюида составляет от приблизительно 3,5 до приблизительно 11,5.

3. Флюид для обработки скважин по п. 2, который представляет собой флюид для гидроразрыва.

4. Флюид для обработки скважин по п. 3, где рН флюида составляет от приблизительно 8,0 до приблизительно 11,0.

5. Флюид для обработки скважин по п. 2, где рН флюида составляет от приблизительно 4,0 до приблизительно 6,5.

6. Флюид для обработки скважин по п. 5, который представляет собой отводящий флюид.

7. Флюид для обработки скважин по п. 1, где гидратируемый полимер выбирают из группы, включающей гуаровую камедь, производные гуаровой камеди, камедь бобов рожкового дерева, камедь карайи, производное целлюлозы, поливиниловый спирт, поли-2-амино-2-метилпропансульфоновую кислоту, полиакриламид, частично гидролизованный полиакриламид и сополимеры, содержащие акриламид, полимеры и сополимеры акриламидометилпропансульфоновой кислоты (АМПС) и их соли, фосфинированный малеиновый сополимер (PHOS/MA), а также комбинации указанных соединений.

8. Флюид для обработки скважин по п. 7, где гидратируемый полимер выбирают из группы, включающей гуаровую камедь, производные гуаровой камеди, производные целлюлозы, поли-2-амино-2-метилпропансульфоновую кислоту, гомо- и сополимеры акриламида, частично гидролизованный полиакриламид, полимеры акриламидометилпропансульфоновой кислоты (АМПС), соли сополимера акриламидометилпропансульфоната и акриловой кислоты (АМПС/АК), фосфинированный малеиновый сополимер (PHOS/MA), соли терполимеров полималеиновой кислоты, акриловой кислоты и акриламидометилпропансульфоната (ПМК/АМПС), сополимеры, полученные из акриламида, акриламидометилпропансульфоновой кислоты и винилфосфоната, а также комбинации указанных соединений.

9. Флюид для обработки скважины по п. 8, где гидратируемый полимер выбирают из группы, включающей немодифицированную гуаровую камедь, гидроксипропилгуаровую камедь, карбоксиметилгуаровую камедь, карбоксиметилгидроксипропилгуаровую камедь, карбоксиметилцеллюлозу, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу, гидроксиэтилцеллюлозу и сополимеры, полученные из акриламида, акриламидометилпропансульфоновой кислоты и винилфосфоната, а также комбинации указанных соединений.

10. Флюид для обработки скважин по п. 1, где количество сшивающего агента - ацетилацетоната циркония, растворенного в растворителе - бензиловом спирте, составляет от 6 до 20 мас.%.

11. Флюид для обработки скважин по п. 1, где растворитель дополнительно включает 2,2-диметил-1,3-диоксолан-4(ил)-метанол.

12. Флюид для обработки скважин по п. 11, где объемное соотношение бензиловый спирт/2,2-диметил-1,3-диоксолан-4(ил)-метанол составляет от приблизительно 10:90 до 90:10.

13. Способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, включающий закачивание в скважину флюида для обработки скважин по п. 1.

14. Способ по п. 13, где рН флюида для обработки скважин составляет от приблизительно 3,5 до приблизительно 11,5.

15. Способ по п. 14, где гидроразрыв пласта проводят при закачивании в скважину флюида для обработки скважин при давлении, достаточном для начала образования или расширения трещины в подземном пласте.

16. Способ по п. 15, где флюид для обработки скважин дополнительно включает буферный агент, а рН флюида для обработки скважин составляет от приблизительно 4,0 до приблизительно 6,5.

17. Способ по п. 15, где флюид для обработки скважин дополнительно включает буферный агент, а рН флюида для обработки скважин составляет от приблизительно 8,0 до приблизительно 11,0.

18. Способ по п. 13, где флюид для обработки скважин дополнительно включает буферный агент, а рН флюида для обработки скважин составляет от приблизительно 3,0 до приблизительно 6,5.

19. Способ по п. 18, который заключается в том, что:

(а) в скважину закачивают флюид для обработки скважин в ходе операции кислотной обработки в качестве первой порции для кислотной обработки,

(б) после закачивания в пласт первой порции для кислотной обработки в скважину закачивают одну или более следующих порций флюида для обработки скважин и

(в) поток одной или более следующих порций флюида для обработки скважин отводят из зон пласта с высокой проницаемостью или поврежденных зон пласта в зоны пласта с низкой проницаемостью или неповрежденные зоны пласта.

20. Способ по п. 13, где количество ацетилацетоната циркония, растворенного в растворителе - бензиловом спирте, составляет от приблизительно 6 до приблизительно 20 мас.%.

21. Способ по п. 20, где гидратируемый полимер выбирают из группы, включающей немодифицированную гуаровую камедь, гидроксипропилгуаровую камедь, карбоксиметилгуаровую камедь, карбоксиметилгидроксипропилгуаровую камедь, карбоксиметилцеллюлозу, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюзу, гидроксиэтилцеллюлозу и сополимеры, полученные из акриламида, акриламидометилпропансульфоновой кислоты и винилфосфоната, а также комбинации указанных соединений.

22. Способ по п. 13, где растворитель дополнительно включает 2,2-диметил-1,3-диоксолан-4(ил)-метанол.

23. Способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, который заключается в том, что:

(а) в скважину закачивают флюид для обработки скважин, включающий (i) ацетилацетонат циркония, растворенный в смеси бензилового спирта и 2,2-диметил-1,3-диоксолан-4(ил)-метанола, и (ii) гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония, и

(б) замедляют сшивку флюида для обработки скважин, пока температура внутри скважины составляет по крайней мере 100°F.

24. Способ по п. 23, где рН флюида для обработки скважин составляет от приблизительно 3,5 до приблизительно 11,0.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение надежности реализации способа; повышение качества обработки призабойной зоны пласта с одновременным снижением затрат на реализацию и упрощением технологи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин для повышения продуктивности пласта, сложенного карбонатными коллекторами с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при гидравлическом разрыве карбонатного пласта (ГРП). Способ включает перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, циклическую закачку и продавку в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - увеличение охвата залежи, повышение эффективности паротеплового воздействия на продуктивный пласт, увеличение отбора разогретой высоковязкой нефти после пароциклического воздействия, исключение перегрева верхней части продуктивного пласта, сокращение тепловых потерь по стволу скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение производительности нагнетательных скважин, уменьшение времени осуществления способа, его упрощение и удешевление.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение области применения технологии за счет реагентов, устойчивых к высоким температурам, с одновременным снижением стоимости обработки за счет снижения количества используемой техники.

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти с пароциклическим воздействием, содержащих непроницаемые пропластки с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение экономической эффективности добычи углеводородов и вовлечение в разработку новых категорий запасов путем стимуляции скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение стабильности эмульсионных растворов для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, в частности к оборудованию, технологиям для осуществления гидроразрыва пласта. Система обмена давления содержит систему гидроразрыва, включающую гидравлическую систему передачи энергии в виде ротационного изобарического обменника давления, выполненного с возможностью обмена давления между первым флюидом и вторым флюидом, двигательную систему, соединенную с гидравлической системой передачи энергии и выполненную с возможностью передачи крутящего момента в гидравлическую систему передачи энергии, и контроллер с одним или несколькими режимами работы для управления двигательной системой.

Изобретение относится к разработке жидких полезных ископаемых, таких как нефть, природный газ, сланцевый газ. Способ приготовления самосуспендирующегося проппанта, характеризующийся тем, что содержит шаги: использование в качестве наполнителя одного или более из материалов: кварцевый песок, керамзит, металлические частицы, сферические частицы стекла, спеченный боксит, спеченный глинозем, спеченный цирконий, синтетическая смола, плакированный песок и частицы измельченной ореховой скорлупы, нагрев наполнителя до 50-300°С, охлаждение до температуры ниже 240°С, добавление адгезива в количестве 0,5-15 мас.% от массы наполнителя и перемешивание, когда температура полученной смеси снижается до температуры ниже 150°С, добавление водорастворимого полимерного материала в количестве 0,1-5 мас.% от массы наполнителя и перемешивание, металлическая частица выполняется из одного или более следующих материалов: углеродистая сталь, нержавеющая сталь, алюминиевый сплав, железоникелевый сплав и ферромарганцевый сплав, водорастворимый полимерный материал выбирается из натурального полимерного, синтетического полимерного или полунатурального полусинтетического полимерного материала, который разбухает или быстро растворяется в воде, адгезив содержит все материалы, имеющие функции адгезива, содержащие натуральный адгезив и синтетический адгезив, натуральный адгезив содержит животный клей, растительную камедь и минеральный клей, животный клей выбирают из одного или более веществ: кожный клей, костяной клей, шеллак, казеиновый клей, альбуминовый клей и рыбный клей, растительная камедь выбирают из одного или более веществ: крахмал, декстрин, терпентин, тунговое масло, аравийская камедь и натуральный каучук, минеральный клей выбирают из одного или более веществ: минеральный воск и асфальт, синтетический адгезив выбирают из одного или более веществ: фенольная смола, эпоксидная смола, ненасыщенная полиэфирная смола и гетероциклический полимерный адгезив.

Описана система, которая обеспечивает проппант для смешивания в потоке текучей среды из сжиженного газа с помощью эдуктора для получения суспензии проппанта, которая эффективно регулируется системой регулировочного клапана и связанного ПЛК-контроллера.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта, расположенного между породами-неколлекторами - глинистыми прослоями.

Изобретение относится к акустическим исследованиям формации. Предложен способ оценки трещиноватости в формации, включающий в себя: размещение прибора акустического каротажа в обсаженной скважине в формации, при этом прибор акустического каротажа включает в себя многоэлектродный генератор звуковых колебаний и приемник звуковых колебаний; передачу акустического сигнала в ствол пробуренной скважины; измерение сигналов глубинной поперечной волны (DSW), генерируемых объемными поперечными волнами, отраженными в пласте в зоне дальнего поля пласта вокруг скважины; и оценку, по меньшей мере, места и ориентации трещиноватости в пласте на основании сигналов DSW.

Группа изобретений относится к скважинному захватному устройству, способу захвата объекта внутри скважины и скважинному захватному инструменту для захвата объекта.

Варианты реализации в контексте настоящего изобретения относятся к способу гидравлического разрыва подземного пласта, пересекаемого стволом скважины, включающему получение характеристик данного пласта с использованием измеренных характеристик пласта, включая механические характеристики геологических границ, идентификацию высоты трещины пласта, при этом идентификация включает расчет поверхности контакта трещины гидроразрыва пласта с геологическими границами, и гидравлический разрыв пласта, при этом вязкость флюида или скорость потока флюида или же оба выбираются с применением расчетов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при техническом перевооружении газоконденсатных скважин. Способ включает глушение скважины, демонтаж елки фонтанной арматуры, установку противовыбросового оборудования на трубную головку фонтанной арматуры, извлечение лифтовой колонны, спуск и установку в скважине пакера-пробки, демонтаж противовыбросового оборудования, трубной головки и обвязки колонной, установку новой обвязки колонной, трубной головки и монтаж на них противовыбросового оборудования, разбуривание или извлечение пакера-пробки, спуск новой лифтовой колонны, оборудованной циркуляционным клапаном, гидравлическим пакером, посадочным ниппелем и направляющей воронкой, демонтаж противовыбросового оборудования, монтаж новой елки фонтанной арматуры, монтаж лубрикатора, спуск через него клапана-отсекателя и посадку его в посадочном ниппеле.

Изобретение относится к системе высокого давления для многократного гидравлического разрыва пласта и системе трубного гидравлического клапана (ТГК) для соединения с эксплуатационной колонной для обеспечения возможности изоляции перспективного пласта внутри скважины.
Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости, заводненных нефтяных пластов путем регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к флюиду для обработки скважин для повышения добычи углеводородов из пласта и способам его использования. Флюид для обработки скважин, включающий сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте, и гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии ацетилацетоната циркония. Способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, включающий закачивание в скважину указанного выше флюида. Способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, заключающийся в том, что в скважину закачивают флюид для обработки скважин, включающий ацетилацетонат циркония, растворенный в смеси бензилового спирта и 2,2-диметил-1,3-диоксолан-4-метанола, и гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии сшивающего агента - ацетилацетоната циркония, и замедляют сшивку флюида для обработки скважин, пока температура внутри скважины составляет по крайней мере 100°F. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 4 пр., 4 ил.

Наверх