Промоторы для пероксидов во флюидах для обработки пласта на водной основе

Изобретение относится к флюидам для обработки подземных пластов при добыче нефти и газа. Флюид для обработки пласта на водной основе, содержащий смесь или дисперсию в воде, включающую по меньшей мере один полимер, увеличивающий вязкость, представляющий собой водорастворимый или водонабухающий полимер, выбранный из группы, состоящей из сшитых полисахаридов, сшитых по меньшей мере одним сшивающим средством, выбранным из группы, состоящей из боратных, циркониевых, алюминиевых, титановых и хромовых металлоорганических сшивающих средств, или выбранный из группы, состоящей из гуаровой смолы, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксипропилгуара, их комбинаций, или из группы, состоящей из недериватизированного гуара, крахмалов, целлюлозы, дериватизированных гуаров, полиакриламидов, полиакрилатов, функционализированных полиакриламидных полимеров, сополимеров акриламидметилпропансульфоновой кислоты, поливинилового спирта, поливинилпирролидонов, сополимеров малеинового ангидрида и метилвинилового эфира, полиэтиленоксидов, их комбинаций, по меньшей мере один органический разжижающий пероксид и по меньшей мере один промотор из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей, эриторбатных солей, изоаскорбатных солей и их комбинаций, где флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит амина, если промотором является тиосульфатная соль. Способ обработки подземного образования, включающий введение флюида для обработки пласта на водной основе по меньшей мере в часть подземного пласта, где флюид для обработки пласта является указанным выше флюидом. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 5 ил., 5 пр.

 

Область изобретения

Настоящее изобретение относится к композициям флюидов для обработки пласта на водной основе (также обозначаемым как “флюиды для обработки пласта на водной основе”) и способам применения композиций флюидов для обработки пласта на водной основе для разрыва подземных пластов при добыче нефти и газа.

Предпосылки изобретения

Гидравлический разрыв и кислотный гидроразрыв являются методиками, обычно используемыми для стимуляции добычи нефти и газа из подземных пластов с низкой проницаемостью. В таких обработках флюиды для гидроразрыва вводят в подземный пласт под достаточным давлением и при наличии достаточной вязкости для создания трещин или разрывов в пласте и также для распространения этих разрывов в пласте. Флюиды для обработки пласта на водной основе могут содержать погруженные расклинивающие наполнители, такие как песок или спеченный боксит, для того чтобы после просачивания флюида для обработки пласта на водной основе в пласт или противотока из разрывов, разрывы закрывались под воздействием расклинивающих наполнителей для сохранения разрывов в открытом состоянии для повышенной проницаемости.

При использовании конкретных флюидов для обработки пласта на водной основе, таких как водные гели с высокой вязкостью, при этом высокая вязкость этих флюидов для гидроразрыва должна сохраняться при создании и распространении разрывов, также она должна способствовать перемещению расклинивающих наполнителей к самым отдаленным участкам разрывов. Однако после того как расклинивающие наполнители захватываются в разрывах, желательно, чтобы вязкость флюида для обработки пласта на водной основе быстро снижалась для обеспечения противотока флюида через разрывы возле расклинивающих наполнителей и обратно в ствол скважины. Химические соединения, используемые для снижения вязкости флюидов для гидроразрыва, более известны как "разжижители" или "разжижающие флюиды" и вводятся в разрывы для действия на флюиды для гидроразрыва. Разжижители, однако, могут тяжело поддаваться контролю. Например, разжижители могут не начинать снижение вязкости флюида для обработки пласта на водной основе в течение длительного периода времени после осаждения расклинивающих наполнителей. Таким образом, разжижители могут не разжижить флюиды для обработки пласта на водной основе достаточно быстро при сравнительно низких температурах, достаточных для удовлетворения потребностей. Контроль времени снижения вязкости является крайне желательным в процессах подземной обработки, таких как гидравлический разрыв.

Краткое описание настоящего изобретения

В настоящем изобретении предусматривают приемлемые флюиды для обработки пласта на водной основе, где температура, при которой имеет место разжижение вязкости флюида, вызванное пероксидами, непредвиденным и преимущественным образом снижена путем введения солевой композиции, такой как, например, тиосульфатная соль, сульфитная соль, бисульфитная соль, эриторбатная соль, изоаскорбатная соль и их комбинаций. В одном варианте осуществления соль действует в качестве промотора для пероксидного разжижителя. Включение соли во флюид для обработки пласта на водной основе расширяет диапазон приемлемых рабочих температур пероксидов в качестве разжижителей. Таким образом, вязкость флюида для обработки пласта на водной основе может сохраняться на сравнительно высоком уровне в течение определенного периода времени для того, чтобы выполнить необходимое количество разрыва подземного пласта. В одном аспекте настоящего изобретения сразу после достижения необходимого количества разрыва пероксидный разжижитель затем разрушает полимер во флюиде для обработки пласта на водной основе контролируемым образом. Конкретные варианты осуществления настоящего изобретения включают композиции флюидов для обработки пласта на водной основе и способы применения композиций флюидов для обработки пласта на водной основе.

В одном аспекте в настоящем изобретении предусматривают флюид для обработки пласта на водной основе, состоящий по существу из, или содержащий воду, по меньшей мере один полимер, увеличивающий вязкость, по меньшей мере один пероксид и по меньшей мере один промотор, выбранный из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей, эриторбатных солей, изоаскорбатных солей и их комбинаций, где флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит амин, если промотором является тиосульфатная соль.

В другом аспекте в настоящем изобретении предусматривают способ, включающий введение флюида для обработки пласта на водной основе в по меньшей мере часть подземного пласта, где флюид для обработки пласта на водной основе содержит по меньшей мере один полимер, повышающий вязкость, по меньшей мере один пероксид и по меньшей мере один промотор, выбранный из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей, эриторбатных солей, изоаскорбатных солей и их комбинаций, который эффективен для снижения температуры разжижения флюида для обработки пласта на водной основе, при этом флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит амин, если промотором является тиосульфатная соль.

Другой аспект настоящего изобретения предусматривает способ стимуляции разжижения флюида для обработки пласта на водной основе, содержащего по меньшей мере один полимер, увеличивающий вязкость, и по меньшей мере один пероксид, где способ включает стадию введения по меньшей мере одного промотора, выбранного из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей и их комбинаций во флюид для обработки пласта на водной основе.

Описание графических материалов

Фигура 1 относится к примеру 1. На фигуре 1 и в примере 1 показано, что композиции и способы настоящего изобретения приводят к образованию эффективного разжижения вязкости гуарового флюида при более низких температурах, которое не было достигнуто с использованием исключительно трет-бутилгидропероксида (tBHP).

Фигура 2 относится к примеру 2. На фигуре 2 и в примере 2 показано, что использование тиосульфата натрия способствует непредвиденной синергии, в результате которой быстро и эффективно разжижается гуаровый флюид для гидроразрыва с использованием меньшего количества пероксидного разжижителя по сравнению с использованием исключительно 5% трет-бутилгидропероксида.

Фигура 3 относится к примеру 3. На фигуре 3 и в примере 3 показано, что значительное разжижение произошло в течение двух часов с использованием раствора, содержащего 5% водный раствор трет-бутилгидропероксида и 10% водного раствора сульфита натрия при температуре 170°F.

Фигура 4 относится к примеру 4. На фигуре 4 и в примере 4 показано, что замедленное разжижение в течение двух часов достигалось с помощью раствора, содержащего 0,5 GPT 10% водного моногидрата D-изоаскорбата натрия с 1,0 GPT 5% трет-бутилгидропероксидом и флюидом для гидроразрыва с полисахаридом, сшитым боратом с замедлением, при температуре 170°F. Использование пятикратного количества 5,0 GPT 5% водного раствора трет-бутилгидропероксида при температуре 170°F в тех же условиях не давало значимого снижения вязкости через три часа.

Фигура 5 относится к примеру 5. Полное разжижение вязкости достигалось при температуре 170°F с использованием раствора 0,5 GPT 10% бисульфита натрия с 1,0 GPT 5% трет-бутилгидропероксида. Системой флюида для гидроразрыва был флюид для гидроразрыва с полисахаридом, сшитым боратом с замедлением.

Подробное описание настоящего изобретения

“Флюид для обработки пласта на водной основе” или "разрывающий флюид" или “флюид для гидроразрыва” используются в данном документе взаимозаменяемо для обозначения флюида, пригодного для использования при гидроразрыве, гравийной набивке и/или кислотной обработке флюидами и т.п. В частности, флюид для обработки пласта на водной основе пригоден для использования в процессах гидравлического разрыва для повышенной добычи нефти и газа, в том числе гидроразрыва.

"Разжижитель", "разжижающий флюид", "свободно-радикальный разжижитель" или "свободно-радикальный генератор" используются в данном документе для обозначения соединения, которое снижает вязкость флюида для обработки пласта на водной основе. В более широком понимании разжижители могут функционировать любым пригодным образом, например, с помощью разрушения полимеров, увеличивающих вязкость, повреждая сшивки, разрывая полимерную цепь и т.п., или с помощью других механизмов, в том числе механизмов, специфических для конкретного разжижителя, разжижающего флюида, свободно-радикального разжижителя или свободно-радикального генератора.

Как используется в данном документе, "вязкость" имеет свое обычное значение: мера внутреннего сопротивления флюида (или мера трения флюида). Флюид с более высокой вязкостью является "более густым", чем флюид с более низкой вязкостью. Соответствующие вязкости флюида для обработки пласта на водной основе во время гидроразрыва и извлечения флюида для обработки пласта на водной основе легко определяются опытным специалистом.

Как используется в данном документе, "разрушение полимера" или "разрушение флюида для обработки пласта на водной основе" означает распад или разложение полимера во флюиде для обработки пласта на водной основе или флюида для обработки пласта на водной основе. Например, полимер может разлагаться на меньшие соединения, или плотность сшивок полимера может снижаться, или молекулярный вес полимера может снижаться, вызывая снижение вязкости флюида для обработки пласта на водной основе.

Как используется в данном документе, если не указано иное, значения составляющих или компонентов композиций выражаются в весовом проценте или проценте по весу каждого ингредиента композиции.

Существует необходимость стабилизации флюидов для обработки пласта на водной основе, особенно при высоких температурах, для сохранения необходимой высокой вязкости растворов во время гидроразрыва. Однако после завершения гидроразрыва эти вязкие флюиды для обработки пласта на водной основе необходимо разрушить для обеспечения потока газа и нефти из разорванной породы, которую удерживают от смыкания с помощью расклинивающего наполнителя. Таким образом, для контроля и стимуляции разрушения флюида для обработки пласта на водной основе в подходящее время или в подходящих условиях (например, при температуре в диапазоне от приблизительно 125°F до приблизительно 200°F) по меньшей мере одну композицию тиосульфатной соли объединяют с флюидом для обработки пласта на водной основе. В соответствии с одним аспектом настоящего изобретения способ применения флюида для обработки пласта на водной основе при образовании подземных разрывов включает ускорение разрушения полимера во флюиде для обработки пласта на водной основе, если флюид для обработки пласта на водной основе содержит пероксидный разжижитель, с помощью объединения по меньшей мере одного промотора, выбранного из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей и их комбинаций, с флюидом для обработки пласта на водной основе. В одном варианте осуществления флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит или не содержит других соединений, способных функционировать в качестве промоторов пероксида; в частности, флюид для обработки пласта на водной основе может по существу не содержать или не содержать амин, такой как амины, ранее описанные в данной области техники, как пригодные для стимуляции разжижения флюидов для гидроразрыва, содержащих пероксид.

Промотор обеспечивает снижение температуры и/или снижение времени, при котором полимеры во флюиде для обработки пласта на водной основе проявляют снижение вязкости, достаточное для облегчения удаления использованного флюида для обработки пласта на водной основе из подземного пласта. Промотор может также служить для снижения концентрации пероксида, необходимого для разжижения вязкости флюида для обработки пласта на водной основе при конкретной совокупности условий. Кроме того, промотор может повышать скорость, при которой вязкость разжижается (т.е. при конкретной совокупности условий разжижение вязкости является более сильным, чем таковое, наблюдаемое в отсутствие промотора). Таким образом, по меньшей мере один промотор, такой как тиосульфатная соль функционирует в комбинации с пероксидом для снижения вязкости полимера при различных температурах после соответствующего гидроразрыва породы и/или осаждения расклинивающего наполнителя в разрывах таким образом, чтобы флюид для обработки пласта на водной основе был способен к легкому оттоку сквозь разрывы возле расклинивающих наполнителей и обратно в ствол скважины, из которой флюид для обработки пласта на водной основе можно затем извлечь и удалить.

В нефтегазовой промышленности тиосульфатные соли, такие как тиосульфат натрия, использовали в качестве поглотителей кислорода при высоких температурах, например, от 240 до 280°F. При таких высоких температурах тиосульфат натрия функционирует в качестве стабилизатора геля, при этом сохраняется высокая вязкость флюидов для гидроразрыва, которые загущали с помощью водорастворимых или водонабухающих полимеров, таких как модифицированные гуаровые смолы. Было обнаружено, что тиосульфатные соли способны промотировать активность пероксидов в качестве разжижителей во флюидах для гидроразрыва, вследствие чего флюид для гидроразрыва проявляет разжижение вязкости при сравнительной низкой температуре в присутствии тиосульфатной соли. В отсутствие тиосульфатной соли в тех же самых условиях во флюиде для гидроразрыва разжижения вязкости не наблюдается (т.е. в таких условиях пероксид проявляет слабую активность или отсутствие активности в качестве разжижителя). Таким образом, как используется в настоящем изобретении и без намерения ограничиться какой-либо теорией, считается, что тиосульфатные соли могут облегчать снижение вязкости загущенной водной композиции, содержащей полимер, увеличивающий вязкость, которое осуществляется с помощью пероксидного разжижителя.

Пригодные промоторы для целей настоящего изобретения включают любую соль тиосульфата, где тиосульфат соответствует химических радикалам в виде иона S2O32-. Пригодные промоторы также включают соль сульфита, где сульфит соответствует ионным химическим радикалам SO32-, а также любой соли бисульфита, где бисульфит соответствует химическим радикалам в виде иона HSO3-. Соли эриторбовой кислоты также пригодны для применения в качестве промоторов. Можно также использовать комбинации различных типов таких промоторов. В одном аспекте настоящего изобретения промотор является водорастворимым. Ионами или катионами, связанными с промотором, могут быть, например, аммоний, щелочные металлы, такие как натрий или калий, щелочноземельные металлы, такие как кальций, металлы, такие как серебро, железо, медь, кобальт, марганец, ванадий и т.п. и их комбинации. Иллюстративные примеры тиосульфатных солей, приемлемых в соответствии с настоящим изобретением, включают, но без ограничений, тиосульфат натрия, тиосульфат калия, тиосульфат аммония, тиосульфат серебра, тиосульфат железа, тиосульфат меди, тиосульфат кобальта, тиосульфат кальция, тиосульфат марганца, тиосульфат ванадия и их комбинации. Сульфит натрия, бисульфит натрия и эриторбат натрия также являются пригодными в качестве промоторов в соответствии с настоящим изобретением. Промотор может, например, быть включенным во флюид для обработки пласта на водной основе в виде традиционной твердой соли, в виде инкапсулированной/покрытой полимером (с замедленным высвобождением) твердой соли или в виде концентрированного водного раствора соли.

Можно выбирать и контролировать концентрацию промотора, такого как тиосульфатная соль, во флюиде для обработки пласта на водной основе, для того чтобы достичь необходимого уровня стимуляции по отношению к пероксиду. В одном аспекте настоящего изобретения во флюиде для обработки пласта на водной основе присутствует количество промотора, такого как тиосульфатная соль, которое эффективно для снижения температуры разжижения флюида для обработки пласта на водной основе, по сравнению с температурой разжижения, проявляемой флюидом для обработки пласта на водной основе в отсутствие такого промотора. Например, флюид для обработки пласта на водной основе может содержать количество промотора (например, тиосульфатной соли), которое достаточно для снижения температуры, при которой флюид для обработки пласта на водной основе испытывает разжижение вязкости по меньшей мере на 5°F, по меньшей мере на 10°F, по меньшей мере на 15°F, по меньшей мере на 20°F, по меньшей мере на 30°F, по меньшей мере на 50°F, по меньшей мере на 75°F, по меньшей мере на 100°F или даже больше. Включение одного или нескольких промоторов во флюид для обработки пласта на водной основе в соответствии с настоящим изобретением может, таким образом, эффективно увеличить, расширить и/или повысить диапазон приемлемых рабочих температур пероксидного разжижителя.

Как правило, состав флюида для обработки пласта на водной основе будут разрабатывать так, чтобы он содержал, в различных вариантах осуществления настоящего изобретения, от приблизительно 0,001% до приблизительно 10%, от приблизительно 0,002% до приблизительно 5%, от приблизительно 0,005% до приблизительно 2,5% или от приблизительно 0,01% до приблизительно 1,5% общего промотора, в том числе промотора, выбранного из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей, эриторбатных солей, изоаскорбатных солей и их комбинаций.

Промотор(промоторы) (например, тиосульфатная(тиосульфатные) соль(соли)) можно объединять с другими выбранными компонентами флюида для обработки пласта на водной основе в любое пригодное время и с помощью любых пригодных методик, известных в данной области техники. Например, по меньшей мере один промотор можно добавить и смешать с другими компонентами флюида для обработки пласта на водной основе перед подачей флюида для обработки пласта на водной основе в подземный пласт породы. В качестве альтернативы другие компоненты флюида для обработки пласта на водной основе можно одновременно смешать по меньшей мере с одним промотором при подаче флюида для обработки пласта на водной основе в скважины. Дополнительно по меньшей мере один промотор можно добавить в определенное время после введения других компонентов флюида для обработки пласта на водной основе в ствол скважины.

В одном аспекте настоящего изобретения флюид для обработки пласта на водной основе характеризуется как по существу не содержащий или не содержащий любой добавленный амин. Например, флюид для обработки пласта на водной основе может содержать менее 1 вес. %, менее 0,5 вес. %, менее 0,1 вес. %, менее 0,01 вес. % или даже 0 вес. % амина. В других аспектах флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит какой-либо ускоритель, активатор или промотор для пероксида, отличный от промоторов, которые являются предметом настоящего изобретения. То есть флюид для обработки пласта на водной основе не содержит какое-либо количество какого-либо соединения, отличного от тиосульфатной соли, сульфитной соли, бисульфитной соли и/или эриторбатной соли, которое эффективно для усиления активности пероксида в качестве разжижителя вязкости. В конкретных вариантах осуществления, когда промотором является тиосульфатная соль, флюид для обработки пласта на водной основе может по существу не содержать амин.

Флюид для обработки пласта на водной основе содержит по меньшей мере один пероксидный разжижитель для разжижения вязкости флюида для обработки пласта на водной основе после процесса гидроразрыва и/или осаждения расклинивающего наполнителя в трещинах. Пероксид может включать любой пероксид, эффективный для снижения вязкости полимера во флюиде для обработки пласта на водной основе или самого флюида для обработки пласта на водной основе. Пероксидом может быть пероксид водорода, неорганический пероксид и/или органический пероксид. В одном аспекте настоящего изобретения пероксидом является устойчивый при комнатной температуре органический пероксид (т.е. органический пероксид, который не проявляет значительное разрушение или разложение при хранении при 25°C в отсутствие веществ, отличных от других инертных растворителей). В другом аспекте пероксид является водорастворимым. Например, пероксид может характеризоваться растворимостью в воде более 1 г/100 г воды при температуре 25°C. Пероксид может быть водорастворимым и устойчивым при комнатной температуре.

Пригодные пероксиды включают, например, диацилпероксиды, пероксиэфиры, монопероксикарбонаты, пероксикетали, гидропероксиды (в том числе, алкилгидропероксиды и арилгидропероксиды), пероксидикарбонаты, кетонпероксиды, эндопероксиды и диалкилпероксиды. Можно использовать комбинации различных пероксидов, в том числе комбинации различных органических пероксидов.

Пригодные пероксиэфиры могут включать без ограничения: ди-трет-бутилдипероксифталат; ди-трет-амилдипероксифталат; трет-бутилпероксибензоат; трет-амилпероксибензоат; трет-бутилпероксиацетат; трет-амилпероксиацетат; 2,5-ди(бензоилперокси)-2,5-диметилгексан; трет-бутилпероксималеат; трет-амилпероксималеат; трет-бутилперокси-2-этилгексаноат; трет-бутилпероксиизобутират; трет-амилпероксиизобутират; ди(трет-бутилперокси)фумарат; трет-бутилперокси(2-этилбутират); трет-бутилперокси-2-этилгексаноат; трет-амилперокси-2-этилгексаноат; 2,5-ди(2-этилгексаноилперокси)-2,5-диметилгексан; трет-бутилперокси-3,5,5-триметилгексаноат; трет-амилперокси-3,5,5-триметилгексаноат; 1,1-диметил-3-гидрокси-бутилперокси-2-этилгексаноат; трет-бутилперокси-3-карбоксипропионат; трет-амилперокси-3-карбоксипропионат; 3-гидрокси-1,1-диметилбутил-2-этил-пероксигексаноат и их комбинации.

Пригодные монопероксикарбонаты могут включать, например: OO-трет-бутил-O-(изопропил)монопероксикарбонат; OO-трет-амил-O-(изопропил)монопероксикарбонат; OO-трет-бутил-O-(2-этилгексил)монопероксикарбонат; OO-трет-амил-O-(2-этилгексил)монопероксикарбонат; полиэфир поли(OO-трет-бутилмонопероксикарбонат); OO-трет-бутил-O-поликапролактонмонопероксикарбонат; 2,5-диметил-2,5-бис(изопропоксикарбонил-перокси)гексан; 2,5-диметил-2,5-бис(изопропоксикарбонил-перокси)гексин-3 и их комбинации.

Пригодные пероксикетали могут включать, например: 1,1-ди(трет-бутилперокси)-3,3,5-триметилциклогексан; 1-трет-амилперокси-1-метоксициклогексан; 1-трет-бутилперокси-1-метоксициклогексан; 1,1-ди(трет-бутилперокси)циклогексан; 1,1-ди(трет-амилперокси)циклогексан; н-бутил-4,4-ди(трет-бутилперокси)валерат; 4,4-бис(трет-бутилперокси)валериановая кислота; этил-3,3-ди(трет-амилперокси)бутаноат; этил-3,3-ди(трет-бутилперокси)бутаноат; этил-3,3-ди(трет-бутилперокси)бутират; 2,2-ди(трет-бутилперокси)бутан; 2,2-ди(трет-амилперокси)бутан; 2,2-ди(трет-бутилперокси)пропан; 2,2-ди(трет-амилперокси)пропан; 2,2-ди(трет-бутилперокси)-4-метилпентан; 2,2-бис(4,4-ди[трет-амилперокси]циклогексил)пропан и их комбинации.

Пригодные диацилпероксиды могут включать, например: дидеканоилпероксид; дилауроилпероксид; дибензоилпероксид; ди(метилбензоил)пероксид; 2,4-дихлорбензоилпероксид и их комбинации.

Пригодные кетонпероксиды могут включать, например: 2,4-пентандионпероксид; метилэтилкетонпероксид; метилизобутилкетонпероксид и их смеси.

Пригодные гидрокпероксиды могут включать, например: 2,5-дигидроперокси-2,5-диметилгексан; гидропероксид кумола; трет-бутилгидропероксид; трет-амилгидропероксид; трет-октилгидропероксид; пероксид водорода (H2O2); 1,1,3,3-тетраметилбутилгидропероксид; пара-ментангидропероксид; диизопропилбензолмоногидропероксид; диизопропилбензолдигидропероксид и их комбинации.

Пригодные пероксидикарбонаты могут включать, например: ди(4-трет-бутилциклогексил)пероксидикарбонат; ди(циклогексил)пероксидикарбонат; ди(2-феноксиэтил)пероксидикарбонат; димиристилпероксидикарбонат; дицетилпероксидикарбонат и их комбинации.

Пригодные диалкилпероксиды могут включать, например: дикумилпероксид; изопропенилкумилкумилпероксид; изопропилкумилкумилпероксид; мета/пара-ди-трет-бутилпероксидиизопропилбензол (a,a'-бис(трет-бутилперокси)диизопропилбензол); трет-бутилпероксиизопропилбензол(трет-бутилкумилпероксид); мета-изопропилолкумил-трет-бутилпероксид(трет-бутил-3-изопропилкумилпероксид); трет-бутил-3-изопропенилкумилпероксид(мета-изопропенилкумил-трет-бутилпероксид); трет-бутил-4-изопропенилкумилпероксид; трет-бутил-3-изопропилкумилпероксид; мета/пара-ацетилкумил-трет-бутилпероксид; 2,4-диаллилокси-6-трет-бутилпероксид-1,3,5-триазин; 3,3,5,7,7-пентаметил-1,2,4-триоксепан (например, TRIGONOX® 311); 3,6,9-триэтил-3,6,9-триметил-1,4,7-трипероксонан (например, TRIGONOX® 301); ди-трет-бутилпероксид; 2-метокси-2-трет-бутилпероксипропан; ди-трет-амилпероксид; 2,5-диметил-2,5-ди(трет-бутилперокси)гексан; 2,5-диметил-2,5-ди(трет-амилперокси)гексан; 2,5-диметил-2,5-ди(трет-бутилперокси)гексин-3; 1,3-диметил-3(трет-бутилперокси)бутил-N[1-{3-(1-метилэтенил)фенил}1-метилэтил]карбамат; 4-(трет-амилперокси)-4-метил-2-пентанол; 4-(трет-бутилперокси)-4-метил-2-пентанол; 3-(трет-бутилперокси)-3-метил-2-пентанон; 4-метил-4-(трет-бутилперокси)-2-пентанон (например, LUPEROX® 120); 1-метокси-1-трет-бутилпероксициклогексан; 2,4,6-три(трет-бутилперокси)триазин; трет-бутил-1,1,3,3-тетраметилбутилпероксид; 3-метил-3-(трет-бутилперокси)-2-бутанол (например, LUPEROX® 240); 3-метил-3(трет-амилперокси)-2-бутанол (например, LUPEROX® 540) и их комбинации.

Концентрацию пероксида во флюиде для обработки пласта на водной основе можно выбрать и контролировать таким образом, чтобы придать необходимые характеристики и профиль “разжижения” конкретного процесса или ситуации скважинного гидроразрыва. В различных иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения флюид для обработки пласта на водной основе может содержать от приблизительно 0,05 GPT (галлонов на тысячу) до приблизительно 10 GPT пероксида, от приблизительно 0,1 GPT до приблизительно 5 GPT пероксида или от приблизительно 0,2 GPT до приблизительно 2 GPT пероксида.

Флюид для обработки пласта на водной основе включает по меньшей мере один полимер, увеличивающий вязкость, т.е. полимер, способный к функционированию в качестве средства для увеличения вязкости для загущения флюида для обработки пласта на водной основе. Пригодные полимеры, как правило, характеризуются высоким молекулярным весом и повышают вязкость флюида для обработки пласта на водной основе для облегчения образования разрывов и транспорта расклинивающего наполнителя в разрывы. Сшивающие средства или другие добавки можно также включать для повышения вязкости полимера. Сшивающие средства, приемлемые для повышения вязкости полимеров, увеличивающих вязкость, хорошо известны в данной области техники. В одном варианте осуществления настоящего изобретения используют полимер, увеличивающий вязкость, который является полисахаридом, сшитым по меньшей мере одним сшивающим средством, выбранным из группы, состоящей из боратных, циркониевых, алюминиевых, титановых и хромовых металлоорганических сшивающих средств. Например, гуар или дериватизированный гуаровый полимер может быть сшит с боратами (борной кислотой) или соединениями циркония или обоими. Сшивающее средство может иметь или может не иметь свойств замедления времени сшивания. Например, сшивающее средство может быть латентным сшивающим средством, которое активируется исключительно при воздействии конкретных условий, например, повышенной температуры.

В иллюстративном варианте осуществления полимер является водорастворимым и/или водонабухающим полимером. Водорастворимые и водонабухающие полимеры хорошо известны и могут соответствующим образом быть выбранными специалистами в данной области техники.

Флюиды для обработки пласта на водной основе могут включать загущенные флюиды на водной основе с высокой вязкостью. Полимер(полимеры), содержащийся(содержащиеся) во флюидах для обработки пласта на водной основе или составляющий(составляющие) флюиды для обработки пласта на водной основе, может(могут) включать полимеры, такие как сшитые функциональные полимеры. Пригодные полимеры, увеличивающие вязкость, включают способные к гидратации полисахариды, полиакриламиды, сополимеры полиакриламидов, полимолочную кислоту и поливиниловый спирт. Способные к гидратации полисахариды могут включать галактоманнановые смолы и их производные, глюкоманнановые смолы и их производные и производные целлюлозы. Примерами таких соединений являются гуаровая смола, смола рожкового дерева, смола карайи, карбоксиметилгуар натрия, гидроксиэтилгуар, карбоксиметилгидроксиэтилгуар натрия, натрия карбоксиметилгидроксиметилцеллюлоза, натрия карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметилгуар (CMG), карбоксиметилгидроксипропилгуар (CMHPG) и гидроксиэтилцеллюлоза.

В одном варианте осуществления полимер, увеличивающий вязкость, выбран из группы, состоящей из полисахаридов, производных полисахаридов, полиакрилатов, полиакриламидов, сополимеров акриламидметилпропансульфоновой кислоты, поливиниловых спиртов, полимолочных кислот, поливинилпирролидонов, сополимеров малеинового ангидрида и метилвинилэфира и полиэтиленоксидов. В иллюстративном варианте осуществления настоящего изобретения полимер во флюиде для обработки пласта на водной основе может включать функционализированные гуаровые производные, гуаровую смолу и их комбинации.

Пригодный полисахарид, такой как гуар, может поступать в любой пригодной форме, из которой он может быть получен практическим способом. Например, гуар можно получить в виде белого порошка (с размером меша, например, от 100 до 325). Водорастворимые полимеры можно также использовать в качестве загустителей. Пригодные полисахариды включают стандартный гуар и дериватизированные и функционализированные гуары, такие как HPG (гидроксипропилгуар), гидроксибутилгуар, гидроксиэтилгуар, CMHPG (карбоксиметилгидроксипропилгуар), карбоксиметилгуар, карбоксиметилгидроксиэтилгуар и их комбинации. Дериватизированые полимеры особенно пригодны для более высоких температур по сравнению со стандартным (или недериватизированным) гуаром. Пригодные полимеры включают полисахариды, которые способны к образованию геля в присутствии сшивающего средства с целью образования флюида на основе геля. Другими пригодными способными к гидратации полисахаридами являются галактоманнановые смолы, целлюлоза и производные целлюлозы, гуаровая смола, смола рожкового дерева, смола карайи, ксантановая смола, крахмал или дериватизированный крахмал. Можно использовать любой пригодный полимер, водорастворимый или нерастворимый в воде. В иллюстративном варианте осуществления, однако, полимер, увеличивающий вязкость, является водорастворимым или водонабухающим.

Дополнительно можно использовать "водоустойчивые" (но в то же время полимеры водонабухающего типа) с целью снижения образования пористости или водопроницаемости. Ряд полимеров приемлем для использования в качестве "водоустойчивых" полимеров в вариантах осуществления настоящего изобретения, в том числе, но без ограничения: полиакриламид, гидролизованный полиакриламид, ксантан, склероглюкан, полисахаририды, амфотерные полимеры, полученные из полиакриламида, акриловая кислота и хлорид диаллидиметиламмония, терполимеры винилсульфоната/виниламида/акриламида, сополимеры винилсульфоната/акриламида, сополимеры акриламида/акриламидометилпропансульфоновой кислоты, сополимеры акриламида/винилпирролидона, натрия карбоксиметилцеллюлоза, поли[диалкиламиноакрилат-со-акрилат-g-поли(этиленоксид)]. "Водоустойчивые" полимеры рассматривают более подробно в патенте США № 7036589, включенном для разных целей в данный документ с помощью ссылки во всей своей полноте.

Другие пригодные полимеры включают "микробные полисахариды" или гетерополисахариды, которые общеизвестны как сфинганы (Sphingans). В частности, эти полимеры могут быть приемлемыми при получении активированных флюидов, используемых в качестве гидравлических флюидов для обработки пласта на водной основе при водных обработках стволов скважин. Такие полимеры описаны в публикации США № 2006/0166836 A1, включенной для разных целей в данный документ с помощью ссылки во всей своей полноте.

Другие водорастворимые полимеры, особенно подходящие для неблагоприятных окружающий условий, могут быть пригодными при добыче и обработке природных ресурсов. Например, водорастворимые полимеры могут содержать N-виниламид, такой как N-виниллактам и сополимеры и терполимеры N-виниллактама с ненасыщенными амидами и по меньшей мере одним гидрофильным винил-содержащим сульфонатом, фосфонатом или сложным эфиром и/или гидрофильным N-виниллактамом. Такие полимеры описаны в патенте США № 5186257, включенном для разных целей в данный документ с помощью ссылки во всей своей полноте.

Для получения флюида для обработки пласта на водной основе можно использовать одиночный полимер, увеличивающий вязкость, или комбинацию полимеров, увеличивающих вязкость. Например, полимеры гуарового типа (водорастворимые) и полиакриламидного типа (водоустойчивые) можно использовать в комбинации. Для достижения необходимой вязкости можно использовать любое пригодное соотношение полимеров.

Концентрацию полимера, увеличивающего вязкость, во флюиде для обработки пласта на водной основе, можно выбрать и контролировать таким образом, чтобы придать флюиду вязкость и другие реологические характеристики, необходимые или требуемые для конкретного конечного использования. В различных вариантах осуществления настоящего изобретения, например, флюид для обработки пласта на водной основе может содержать от приблизительно 4 PPTG (фунтов на тысячу галлонов) до приблизительно 120 PPTG или от приблизительно 10 PPTG до приблизительно 80 PPTG полимера, увеличивающего вязкость (который может быть одним полимером, увеличивающим вязкость, или комбинацией из двух или более полимеров, увеличивающих вязкость).

Во флюид для обработки пласта на водной основе можно включить дополнительные добавки, такие как ускорители (помимо тиосульфатной соли, сульфитной соли, бисульфитной соли и/или эриторбатной соли) или поверхностно-активные вещества. Поверхностно-активные вещества могут сольватировать или подвергать набуханию полимеры, увеличивающие вязкость. В частности, поверхностно-активные вещества могут способствовать включению полимера в водную фазу. Поверхностно-активные вещества, пригодные для использования во флюидах для обработки пласта на водной основе, включают, но без ограничения, анионные, катионные, цвиттер-ионные/амфотерные эмульгаторы и неионные типы. Например, могут быть пригодными поверхностно-активные вещества, описанные в публикации США № 2008/0217012 и патенте США № 7036589, оба из которых для разных целей включены в данный документ с помощью ссылки во всей своей полноте. В одном варианте осуществления поверхностно-активное вещество не является вязкоупругим. Источником воды, используемым для получения флюида для обработки пласта на водной основе, может быть пресная вода, соленая вода, болотная вода, прудовая вода, озерная вода, речная вода, морская вода, возвратная вода, очищенная вода или любой другой тип жидкости на водной основе, в том числе, содержащей минералы и/или буферные средства, которые не реагировали бы неблагоприятным образом с различными пероксидными разжижителями, описанными в данном документе. Пригодные ускорители для использования с пероксидными разжижителями включают органические кислоты, третичные амины и переходные металлы металлоорганических соединений. Не желая ограничиваться определенной теорией, считается, что ускорители могут способствовать еще большему повышению диапазона приемлемых температур для пероксидных разжижителей за пределами того, что может быть достигнуто с использованием исключительно промотора на основе тиосульфатной соли. В одном варианте осуществления настоящего изобретения никакого другого пероксидного ускорителя или промотора, отличного от промотора типа тиосульфатной, сульфитной, бисульфитной или эриторбатной соли не присутствует во флюиде для обработки пласта на водной основе. В частности, флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит какой-либо ускоритель или промотор на основе амина.

Флюид для обработки пласта на водной основе предпочтительно является способным к перекачиванию насосом или текучим в место гидравлического разрыва. Для доставки флюида для обработки пласта на водной основе в ствол скважины можно использовать любое пригодное оборудование или методики.

Можно использовать любые пригодные методики смешивания или диспергирования для обеспечения надлежащего и однородного диспергирования компонентов флюида для обработки пласта на водной основе. Можно также использовать растворители, отличные от воды, однако вода является предпочтительной вследствие ее инертной природы (например, она не будет оказывать вредного действия при конечном применении) и обилия. В различных вариантах осуществления флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит или не содержит какой-либо растворитель, отличный от воды, по существу не содержит или не содержит органический растворитель или по существу не содержит или не содержит какой-либо несмешивающийся с водой органический растворитель. Вследствие легкости диспергирования в воде, пероксид может равномерно связываться с полимером во флюиде для обработки пласта на водной основе. Например, пероксидный разжижитель может быть диспергирован или растворен в воде. В качестве альтернативы разжижитель может находиться в чистой жидкой форме, например, конкретные пероксиды являются жидкими в чистой форме. Дополнительно разжижитель может находиться в эмульгированной форме.

В одном варианте осуществления пероксидом покрывают наполнитель или пероксид абсорбируется в наполнитель. В частности, пероксидным разжижителем могут покрывать сам расклинивающий наполнитель в подходящей для использования концентрации или в виде маточной смеси. Подобным образом в одном варианте осуществления тиосульфатной солью покрывают наполнитель или она абсорбируется в наполнитель. В частности, тиосульфатной солью могут покрывать сам расклинивающий наполнитель в подходящей для использования концентрации или в виде маточной смеси. Предполагается, что можно использовать любой пригодный наполнитель. В иллюстративном варианте осуществления используемым наполнителем является расклинивающий материал, такой как песок, боксит и т.д. Наполнители и/или конечная смесь могут представлять собой легкосыпучий порошок или могут быть гранулированными, например, для более легкой подачи посредством буровых снарядов.

Пригодные размеры частиц инертных наполнителей могут быть выбраны специалистами в данной области техники. Например, распределение частиц по размеру на основе используемого расклинивающего наполнителя может составлять приблизительно 40/60 меш. В иллюстративном варианте осуществления настоящего изобретения распределение частиц по размеру используемого инертного наполнителя в виде подложки для разжижителя или промотора может составлять приблизительно 20/40 меш (например, от 100% до 20 и от 0% до 40 меш).

Дополнительно, предполагается, что пероксидный(пероксидные) разжижитель(разжижители) или солевой(солевые) промотор(промоторы) можно инкапсулировать с помощью различных средств, доступных в данной области техники.

В одном варианте осуществления смесь флюида для обработки пласта на водной основе содержит один или несколько расклинивающих наполнителей, один или несколько водорастворимых или водонабухающих полимеров, один или несколько промоторов, выбранных из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей и эриторбатных солей, один или несколько пероксидов и флюид на водной основе. В другом варианте осуществления флюид для обработки пласта на водной основе дополнительно содержит по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество. Поскольку пероксид может быть легко промотирован промотором, может быть преимущественным поддержание этих компонентов разделенными до того времени, когда флюид для обработки пласта на водной основе необходимо вводить в подземный пласт через ствол скважины. Например, флюид для обработки пласта на водной основе можно разрабатывать в составах, включающих систему из двух частей, при этом первая часть содержит пероксид, и вторая часть содержит промотор (например, тиосульфатную соль). Первую часть и вторую часть объединяют в необходимых пропорциях для получения флюида для обработки пласта на водной основе. В качестве альтернативы можно использовать методики инкапсулирования для того, чтобы задержать высвобождение пероксида и/или промотора до того времени, когда активация пероксидного разжижителя промотором становится необходимой. Например, пероксид или промотор можно инкапсулировать таким образом, что компонент высвобождается исключительно в остаток флюида для обработки пласта на водной основе и становится доступным для реакции или другого взаимодействия с другими компонентами флюида для обработки пласта на водной основе, когда смесь достигает определенной температуры после введения в подземный пласт. Такие методики инкапсулирования могут облегчить разработку состава одной части систем флюидов для обработки пласта на водной основе, которая может быть более удобной для использования, чем системы из двух частей.

Весовые проценты или части необходимого(необходимых) промотора(промоторов) могут зависеть от типа или количества полимера(полимеров), увеличивающего(увеличивающих) вязкость во флюиде для обработки пласта на водной основе, и типа и количества пероксидного(пероксидных) разжижителя(разжижителей), используемого(используемых) для разрушения полимера(полимеров). Диапазон промотора по отношению к пероксиду может составлять от приблизительно 300000 частей до приблизительно 0,1 части, или от приблизительно 100000 частей до приблизительно 1 части, или от приблизительно 80000 до приблизительно 10 частей по весу промотора(промоторов) на основе 100 частей по весу используемого(используемых) пероксида(пероксидов). В одном аспекте настоящего изобретения соотношение промотора к пероксиду составляет от приблизительно 80000 частей по весу до приблизительно 80 частей по весу промотора на 100 частей по весу пероксида. В другом аспекте соотношение промотора к пероксиду составляет от приблизительно 20000 частей до приблизительно 20 частей по весу промотора на 100 частей по весу пероксида. В еще одном аспекте соотношение промотора к пероксиду составляет от приблизительно 3000 частей до приблизительно 1000 частей по весу промотора на 100 частей используемого пероксида.

В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, способ применения флюида для обработки пласта на водной основе в процессе гидроразрыва включает введение флюида для обработки пласта на водной основе, содержащего расклинивающий наполнитель и полимер, увеличивающий вязкость, в подземный пласт для образования по меньшей мере одного разрыва. Расклинивающий наполнитель осаждается в разрыве и, соответственно, вязкость флюида для обработки пласта на водной основе снижается с помощью пероксидного разжижителя. Разрушение полимера ускоряется и/или температура, при которой разрушение полимера имеет место, снижается посредством добавления тиосульфатной, сульфитной, бисульфитной и/или эриторбатной соли во флюид для обработки пласта на водной основе.

Флюид для обработки пласта на водной основе можно закачивать или нагнетать в подземный пласт породы с помощью любого пригодного оборудования или методик, известных в данной области техники. Как правило, флюид для обработки пласта на водной основе с высокой вязкостью нагнетают в ствол скважины под большим давлением. Как только давление природного резервуара превышает границы, флюид для гидроразрыва инициирует разрыв в пласте, который, как правило, продолжает расти во время закачивания. Обычно предпочтительно для оптимального гидроразрыва, чтобы флюид достигал максимальной вязкости, как только он входит в разрыв.

Флюид для обработки пласта на водной основе может включать один или несколько расклинивающих наполнителей. Расклинивающие наполнители или расклинивающие средства переносятся флюидом для обработки пласта на водной основе для осаждения в трещинах, где они удерживают от смыкания трещины, полученные путем гидравлического разрыва. Расклинивающий наполнитель остается в полученных разрывах для предотвращения закрытия разрывов и для образования канала, проходящего от ствола скважины в пласт сразу после извлечения флюида для гидроразрыва. Можно использовать любой пригодный расклинивающий наполнитель, такой как песок, синтетический керамический расклинивающий наполнитель или покрытый смолой/полимерами расклинивающий наполнитель, как хорошо известно в данной области техники.

Сразу после образования разрывов и осаждения расклинивающих наполнителей флюид для обработки пласта на водной основе извлекают посредством снижения вязкости флюида. Как только вязкость снижается, он вытекает из пласта под влиянием пластовых флюидов и давления, однако, оставляет расклинивающий наполнитель в трещинах. Вязкость флюида для обработки пласта на водной основе снижают с помощью одного или нескольких пероксидных разжижителей. К сожалению разжижители могут тяжело поддаваться контролю. В частности, при сравнительно низких температурах пероксиды могут не снижать вязкости флюида для обработки пласта на водной основе в пределах надлежащего короткого периода времени, если это вообще имеет место. Таким образом, извлечение использованного флюида для обработки пласта на водной основе из подземного пласта можно замедлить или даже предотвратить совсем вследствие постоянной высокой вязкости флюида для обработки пласта на водной основе.

Было обнаружено, что при добавлении по меньшей мере одной тиосульфатной, сульфитной, бисульфитной и/или эриторбатной соли к флюиду для обработки пласта на водной основе разрушение полимера промотируется или ускоряется. Это особенно полезно при разрушении флюида для обработки пласта на водной основе сразу после достижения конкретного значения или диапазона температур. Высокая вязкость флюида для обработки пласта на водной основе сохраняется в течение определенного времени, однако, затем “разжижается” при сравнительно умеренных температурных условиях. В частности, флюиды для обработки пласта на водной основе по настоящему изобретению можно разработать в составах таким образом, чтобы разжижение вязкости флюида для обработки пласта на водной основе проявлялось в пределах диапазона температур от приблизительно 100°F до приблизительно 280°F, или от приблизительно 120°F до приблизительно 200°F, или от приблизительно 130°F до приблизительно 180°F, в различных вариантах осуществления настоящего изобретения. Таким образом, один аспект настоящего изобретения неожиданным образом обеспечивает систему флюидов для обработки пласта на водной основе, приемлемую для целого диапазона температур от приблизительно 120°F до приблизительно 280°F с использованием одиночного разжижителя, тогда как в настоящее время требуется несколько систем флюидов для обработки пласта на водной основе, содержащих различные системы разжижителей, с целью эффективного функционирования в этом целом диапазоне температур.

Высокая вязкость флюида для обработки пласта на водной основе сохраняется или находится под защитой в течение определенного времени или в пределах определенного диапазона температур, однако, затем снижается посредством разрушения полимера(полимеров), увеличивающего(увеличивающих) вязкость, пероксидом(пероксидами). Время, в течение которого пероксидный разжижитель является эффективным в понижении вязкости флюида для обработки пласта на водной основе, может зависеть от продолжительности действия и количества разжижителя по отношению к другим составляющим во флюиде для обработки пласта на водной основе, pH, например, флюида для обработки пласта на водной основе и/или температурного профиля. В частности, временной/pH/температурный профиль разжижителей может основываться на периоде полуразложения конкретного разжижителя или его содержании активного кислорода. Как правило, разжижитель становится более активным по мере того, как он достигает более высоких температур. Вместо простого доведения типа, количества, pH или времени введения разжижителя, тиосульфатная, сульфитная, бисульфитная и/или эриторбатная соль усиливает разрушение полимера(полимеров) с помощью разжижителя. В одном варианте осуществления промоторы выбирают исходя из температур, при которых разжижители являются активными. Диапазон эффективных температур для замедленного разжижения флюидов для обработки пласта на водной основе на основе полимеров, увеличивающих вязкость, может находится в диапазоне от приблизительно 100°F до 500°F в зависимости от используемого типа полимера, промотора и пероксидного разжижителя и их сравнительных количеств и концентраций. В данной области техники хорошо известно, что выбор промотора и пероксида может зависеть от многих факторов. В иллюстративном варианте осуществления комбинация промотора и пероксида является эффективной для достижения разжижения флюида для обработки пласта на водной основе при температурах от приблизительно 100°F до приблизительно 500°F. В другом иллюстративном варианте осуществления комбинация промотора/пероксида эффективно достигает разжижения флюида для обработки пласта на водной основе при температуре от приблизительно 125°F до приблизительно 200°F.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения способ гидроразрыва подземного пласта включает обеспечение наличия флюида для обработки пласта на водной основе, содержащего расклинивающий наполнитель, полимер, увеличивающий вязкость, и пероксидный разжижитель, и добавление одного или нескольких промоторов, выбранных из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисультфитных солей и эриторбатных солей, к флюиду для обработки пласта на водной основе. Флюид для обработки пласта на водной основе подают в необходимое место в подземном пласте и флюид для обработки пласта на водной основе сохраняют при достаточной вязкости для образования по меньшей мере одного разрыва. Обеспечивают разрушение полимера разжижителем и снижение вязкости флюида для обработки пласта на водной основе в определенное время или при определенной температуре, при этом активность разжижителя усиливается или промотируется посредством присутствующего промотора.

Таким образом, аспекты настоящего изобретения включают флюиды для обработки пласта на водной основе, способы применения флюидов для обработки пласта на водной основе и способы образования подземных пластов. При добавлении по меньшей мере одного промотора, такого как тиосульфатная соль, к флюиду для обработки пласта на водной основе можно инициировать разрушение полимера во флюиде для обработки пласта на водной основе сразу после достижения конкретного необходимого времени или температуры, при этом такое время короче или такая температура ниже, чем наблюдаемые в отсутствие промотора. Соответственно, флюид для обработки пласта на водной основе способен к соответствующему разрыву пласта при определенном давлении и температурных условиях и затем к проявлению снижения вязкости, эффективного для обеспечения удаления флюида для обработки пласта на водной основе из подземного пласта.

Пример 1

Флюид для обработки пласта на водной основе (состав флюида для обработки пласта на водной основе) получали с использованием 500 мл воды, 10 GPT (галлонов на тысячу) суспензии гуарового полимера, увеличивающего вязкость, 1,5 GPT 25% NaOH в воде, 3 GPT замедляющего боратного сшивающего средства и 0,2 GPT Luperox® TBH70X 70% трет-бутилгидропероксида в воде для выполнения функции разжижителя.

Состав флюида для обработки пласта на водной основе получали и определяли в соответствии со следующей процедурой. Воду добавляли в стеклянный стакан с широким горлышком с вертикальной мешалкой при 730 об/мин. Суспензию гуарового полимера, увеличивающего вязкость, добавляли с помощью шприца на 5 мл и обеспечивали перемешивание в течение 10 минут. Раствор NaOH добавляли для доведения pH до 11,5. Затем добавляли замедляющее боратное сшивающее средство, после чего трет-бутилгидропероксид и обеспечивали перемешивание в течение 1 минуты. После получения состава флюида для обработки пласта на водной основе 52 мл переносят с помощью шприца в чашку для образцов реометра Grace M5600. Этот образец в качестве контроля прогоняют при скорости сдвига 40/сек при температуре 140°F и давлении 400 фунтов на квадратный дюйм в течение 3 часов.

Блок реометра Grace M5600 оснащен ротором и внутренним цилиндром (bob) стандартного размера API 39, обозначаемым "R1B5", или ротор 1, внутренний цилиндр 5. Внутренний цилиндр B5 широко используется для исследования флюидов для гидроразрыва. Этот прибор, реометр Grace, и внутренний цилиндр B5 применяли в каждом из следующих далее примеров. Со стандартным внутренним цилиндром В5 использовали фиксированную скорость сдвига 40/секунд, при температуре 170 F и давлении 400 фунтов на квадратный дюйм.

В соответствии с настоящим изобретением другой образец получают в соответствии с такой же процедурой, за исключением того, что 6 GPT (галлонов на тысячу) тиосульфата натрия (30% концентрация в воде) добавляли после добавления раствора NaOH.

Результаты

В соответствии с фигурой 1 контрольный состав флюида для обработки пласта на водной основе с использованием 0,2 GPT 70% трет-бутилгидропероксида без добавления тиосульфата натрия не проявил разжижение при температуре 140°F. Однако при добавлении к составу 6,0 GPT 30% раствора тиосульфата натрия после добавления 25% раствора NaOH разжижение вязкости композиции флюида для гидроразрыва неожиданным образом наблюдалось при температуре, более низкой чем 140°F. Таким образом, добавление тиосульфата натрия к композиции флюида для обработки пласта на водной основе способствует промоции влияния трет-бутилгидропероксида в качестве разжижителя, обеспечивая достижение разжижения композиции флюида для обработки пласта на водной основе при сравнительно низкой температуре. Это было неожиданным, поскольку тиосульфат натрия обычно используется для стабилизации (т.е. предотвращения разжижения) гуарового геля при повышенных температурах, для защиты гуара от потери вязкости. Этот пример показывает, что активаторы, используемые в практике в соответствии с настоящим изобретением, обеспечивают эффективное разжижение вязкости гуарового флюида при низких температурах, что невозможно при использовании исключительно трет-бутилгидропероксида (tBHP).

Пример 2

Флюид для обработки пласта на водной основе (состав флюида для обработки пласта на водной основе) получали с использованием 500 мл воды, 10 GPT (галлонов на тысячу) суспензии гуарового полимера, увеличивающего вязкость, 1,5 GPT 25% NaOH в воде, 3 GPT замедляющего боратного сшивающего средства и 5,0 GPT 5% трет-бутилгидропероксида.

Состав флюида для обработки пласта на водной основе получали и определяли в соответствии со следующей процедурой. Воду добавляли в стеклянный стакан с широким горлышком с вертикальной мешалкой при 730 об/мин. Суспензию гуарового полимера, увеличивающего вязкость, добавляли с помощью шприца на 5 мл и обеспечивали перемешивание в течение 10 минут. Раствор NaOH добавляли для доведения pH до 11,5. Затем добавляли замедляющее боратное сшивающее средство, после чего трет-бутилгидропероксид и обеспечивали перемешивание в течение 1 минуты. После получения состава флюида для обработки пласта на водной основе 52 мл переносят с помощью шприца в чашку для образцов реометра Grace 5600. Этот образец в качестве контроля прогоняют при скорости сдвига 40/сек при температуре 200°F и давлении 400 фунтов на квадратный дюйм в течение 3 часов. Примечание: при этой температуре, составляющей 200°F, ожидается наблюдение разжижения при использовании 5,0 GPT 5% концентрации трет-бутилгидропероксида в воде.

В соответствии с настоящим изобретением другой образец получают в соответствии с такой же процедурой, за исключением того, что 0.5 GPT (галлонов на тысячу) тиосульфата натрия (35% концентрация в воде) добавляли после добавления раствора NaOH и исключительно 1 GPT 5% трет-бутилгидропероксида.

Результаты

В соответствии с фигурой 2, использование 0,5 GPT 30% тиосульфата натрия обеспечивает очень эффективное разжижение через 42 минуты при использовании исключительно 1 GPT 5% трет-бутилгидропероксида при температуре 200°F. Использование тиосульфата натрия приводило к полному разжижению менее чем за половину времени по сравнению с отсутствием тиосульфата натрия и меньшим количеством пероксидного разжижителя. Другими словами, для достижения более медленного разжижения в течение 90 минут при температуре 200°F, потребуется пятикратное количество разжижителя, т.е. 5 GPT 5% трет-бутилгидропероксида без тиосульфата натрия по сравнению с исключительно 1 GPT 5% трет-бутилгидропероксида с 0,5 GPT 30% тиосульфата натрия.

Таким образом, композиции и способы по настоящему изобретению предусматривают новый и неожиданный результат: для быстрого и эффективного разжижения гуарового флюида для гидроразрыва потребуется использование меньшего количества пероксидного разжижителя по сравнению с использованием исключительно 5% трет-бутилгидропероксида. Таким образом, эта новая система обеспечивает меньшее количество материала в рабочем месте, меньше энергетических затрат, связанных с транспортировкой этих материалов, и меньше ограничений с точки зрения общего воздействия окружающих условий.

Пример 3

Флюид для обработки пласта на водной основе (состав флюида для обработки пласта на водной основе) получали с использованием 500 мл воды, 10 GPT (галлонов на тысячу) суспензии гуарового полимера, увеличивающего вязкость, 1,5 GPT 25% NaOH в воде, 3 GPT замедляющего боратного сшивающего средства и 1,0 GPT 5% трет-бутилгидропероксида.

Состав флюида для обработки пласта на водной основе получали и определяли в соответствии со следующей процедурой. Воду добавляли в стеклянный стакан с широким горлышком с вертикальной мешалкой при 730 об/мин. Суспензию гуарового полимера, увеличивающего вязкость, добавляли с помощью шприца на 5 мл и обеспечивали перемешивание в течение 10 минут. Раствор NaOH добавляли для доведения pH до 11,5. Затем добавляли замедляющее боратное сшивающее средство, после чего трет-бутилгидропероксид и обеспечивали перемешивание в течение 1 минуты. После получения состава флюида для обработки пласта на водной основе 52 мл переносят с помощью шприца в чашку для образцов реометра Grace 5600. Этот образец в качестве контроля прогоняют при скорости сдвига 40/сек при температуре 170°F и давлении 400 фунтов на квадратный дюйм в течение 3 часов.

В соответствии с настоящим изобретением другой образец получают в соответствии с такой же процедурой, за исключением того, что 0,5 GPT (галлонов на тысячу) 10% водного раствора сульфита натрия добавляли после добавления раствора NaOH.

Результаты

В соответствии с фигурой 3, разжижение вязкости не было достигнуто при использовании 1 GPT 5% водного раствора трет-бутилгидропероксида при 170°F. Однако значительное разжижение было достигнуто через два часа при использовании того же самого разжижителя и его загрузке при добавлении 0,5 GPT 10% водного раствора сульфита натрия, снова при температуре 170°F.

Также, кроме быстрого времени разжижения, наблюдалось замедление в загущении вязкости при использовании сульфита натрия. Замедление загущения вязкости является эффективным для повышения уровня закачивания флюидов внутрь скважины.

Пример 4

Флюид для обработки пласта на водной основе (состав флюида для обработки пласта на водной основе) получали с использованием 500 мл воды, 10 GPT (галлонов на тысячу) суспензии гуарового полимера, увеличивающего вязкость, 1,5 GPT 25% NaOH в воде, 3 GPT замедляющего боратного сшивающего средства и 5,0 GPT 5% трет-бутилгидропероксида.

Состав флюида для обработки пласта на водной основе получали и определяли в соответствии со следующей процедурой. Воду добавляли в стеклянный стакан с широким горлышком с вертикальной мешалкой при 730 об/мин. Суспензию гуарового полимера, увеличивающего вязкость, добавляли с помощью шприца на 5 мл и обеспечивали перемешивание в течение 10 минут. Раствор NaOH добавляли для доведения pH до 11,5. Затем добавляли замедляющее боратное сшивающее средство, после чего трет-бутилгидропероксид и обеспечивали перемешивание в течение 1 минуты. После получения состава флюида для обработки пласта на водной основе 52 мл переносят с помощью шприца в чашку для образцов реометра Grace 5600. Этот образец в качестве контроля прогоняют при скорости сдвига 40/сек при температуре 170°F и давлении 400 фунтов на квадратный дюйм в течение 3 часов.

В соответствии с фигурой 4, разжижения вязкости гуарового полимера при 170°F не наблюдалось при повышенном использовании 5,0 GPT 5% трет-бутилгидроперосида в воде и без активатора.

В соответствии с настоящим изобретением другой образец получают в соответствии с такой же процедурой, за исключением того, что 1,0 GPT 5% концентрации трет-бутилгидропероксида в воде (в пять раз меньше, чем контрольный образец) использовали с 0,5 GPT (галлонов на тысячу) 10% моногидрата D-изоаскорбата натрия, который добавляли после добавления раствора NaOH.

Результаты

В соответствии с фигурой 4 для этого примера 4, при 170 F значительного разжижения (снижения) вязкости полимерного флюида для гидроразрыва не наблюдалось при использовании большого количества пероксидного разжижителя, т.е. 5,0 GPT 5% трет-бутилгидропероксида без промотора. Однако, как показано на фигуре 4, использование 1,0 GPT 5% трет-бутилгидропероксида в качестве разжижителя, объединенного с 0,5 GPT 10% моногидрата D-изоаскорбата натрия, приводило к значительному разжижению вязкости флюида для гидроразрыва при 170°F через приблизительно два часа. Наряду с повышенной эффективностью снижения вязкости флюида эта новая система также обеспечила необходимое замедление получения загущения вязкости на начальной стадии получения флюида. Это необходимо, поскольку это обеспечивает более легкую обработку флюида на ранних стадиях действия флюида для гидроразрыва. Загущение вязкости начиналось, и затем через два часа она разжижалась, что требуется в скважинных процессах для удаления полимерного флюида из наполненных песком раздвинутых расщелин. Полное разжижение флюида для гидроразрыва является важным для соответствующей проводимости газа и/или нефти из раздвинутых расщелин к стволу скважины.

Пример 5

Флюид для обработки пласта на водной основе (состав флюида для обработки пласта на водной основе) получали с использованием 500 мл воды, 10 GPT (галлонов на тысячу) суспензии гуарового полимера, увеличивающего вязкость, 1,5 GPT 25% NaOH в воде, 3 GPT замедляющего боратного сшивающего средства и 5,0 GPT 5% трет-бутилгидропероксида.

Состав флюида для обработки пласта на водной основе получали и определяли в соответствии со следующей процедурой. Воду добавляли в стеклянный стакан с широким горлышком с вертикальной мешалкой при 730 об./мин. Суспензию гуарового полимера, увеличивающего вязкость, добавляли с помощью шприца на 5 мл и обеспечивали перемешивание в течение 10 минут. Раствор NaOH добавляли для доведения pH до 11,5. Затем добавляли замедляющее боратное сшивающее средство, после чего трет-бутилгидропероксид и обеспечивали перемешивание в течение 1 минуты. После получения состава флюида для обработки пласта на водной основе 52 мл переносят с помощью шприца в чашку для образцов реометра Grace 5600. Этот образец в качестве контроля прогоняют при скорости сдвига 40/сек при 170°F и давлении 400 фунтов на квадратный дюйм в течение 3 часов.

В соответствии с фигурой 5, разжижения вязкости гуарового полимера при 170°F не наблюдалось при повышенном использовании 5,0 GPT 5% трет-бутилгидроперосида без активатора.

В соответствии с настоящим изобретением другой образец получают в соответствии с такой же процедурой, за исключением того, что 1,0 GPT 5% концентрации трет-бутилгидропероксида в воде (в пять раз меньше, чем контрольный образец) использовали с 1,0 GPT 10% бисульфита натрия, который добавляли после добавления раствора NaOH.

Результаты

В соответствии с фигурой 5, при 170°F значительного разжижения (снижения) вязкости полимерного флюида для гидроразрыва не наблюдалось при использовании 5,0 GPT 5% трет-бутилгидропероксида без промотора. Однако, как снова показано на фигуре 5, было обнаружено, что использование исключительно 1,0 GPT 5% трет-бутилгидропероксида в качестве разжижителя, объединенного с исключительно 1,0 GPT 10% бисульфита натрия, приводило к значительному разжижению вязкости флюида для гидроразрыва при 170°F через приблизительно 50 минут. Наряду с этой повышенной эффективностью снижения вязкости флюида, новые составы в соответствии с настоящим изобретением также обеспечили необходимое замедление загущения вязкости на начальной стадии получения флюида. Это необходимо, поскольку это обеспечивает намного более легкую обработку флюида на ранних стадиях действия флюида для гидроразрыва.

1. Флюид для обработки пласта на водной основе, содержащий:

смесь или дисперсию в воде, включающую по меньшей мере один полимер, увеличивающий вязкость, который представляет собой водорастворимый или водонабухающий полимер, выбранный из группы, состоящей из сшитых полисахаридов, сшитых по меньшей мере одним сшивающим средством, выбранным из группы, состоящей из боратных, циркониевых, алюминиевых, титановых и хромовых металлоорганических сшивающих средств, или выбранный из группы, состоящей из гуаровой смолы, HPG - гидроксипропилгуара, CMG - карбоксиметилгуара, CMHPG - карбоксиметилгидроксипропилгуара и их комбинаций, или выбранный из группы, состоящей из недериватизированного гуара, крахмалов, целлюлозы, дериватизированных гуаров, полиакриламидов, полиакрилатов, функционализированных полиакриламидных полимеров, сополимеров акриламидметилпропансульфоновой кислоты, поливинилового спирта, поливинилпирролидонов, сополимеров малеинового ангидрида и метилвинилового эфира, полиэтиленоксидов и их комбинаций,

по меньшей мере один органический разжижающий пероксид, и

по меньшей мере один промотор, выбранный из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей, эриторбатных солей, изоаскорбатных солей и их комбинаций,

где флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит амина, если промотором является тиосульфатная соль.

2. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, где вода выбрана из группы, состоящей из пресной воды, возвратной воды, соленой воды, болотной воды, прудовой воды, речной воды, озерной воды и их комбинаций.

3. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, дополнительно содержащий по меньшей мере один буферный агент.

4. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, где по меньшей мере один пероксидный разжижитель выбран из группы, состоящей из гидропероксидов, кетонпероксидов, диалкилпероксидов, диацилпероксидов, пероксиэфира, монопероксикарбонатов и их комбинаций.

5. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, где по меньшей мере один пероксидный разжижитель выбран из группы, состоящей из гидропероксидов, кетонпероксидов и их комбинаций.

6. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 5, где по меньшей мере один пероксидный разжижитель выбран из группы, состоящей из 2,5-дигидроперокси-2,5-диметилгексана; гидропероксида кумола; трет-бутилгидропероксида; трет-амилгидропероксида; трет-октилгидропероксида; 1,1,3,3-тетраметилбутилгидропероксида; пара-ментангидропероксида; диизопропилбензолмоногидропероксида; диизопропилбензолдигидропероксида; 2,4-пентандионпероксида; метилэтилкетонпероксида, метилизобутилкетонпероксида и их комбинаций.

7. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, где по меньшей мере один промотор выбран из группы, состоящей из тиосульфата натрия, тиосульфата калия, тиосульфата аммония, тиосульфата серебра, тиосульфата железа, тиосульфата меди, тиосульфата кобальта, тиосульфата кальция, тиосульфата марганца, тиосульфата ванадия и их комбинаций.

8. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, где по меньшей мере одним полимером, увеличивающим вязкость, является полисахарид, сшитый по меньшей мере одним сшивающим средством, выбранным из группы, состоящей из боратных, циркониевых, алюминиевых, титановых и хромовых металлоорганических сшивающих средств.

9. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, где по меньшей мере одним полимером, увеличивающим вязкость, является полисахарид, выбранный из группы, состоящей из гуаровой смолы, HPG (гидроксипропилгуара), CMG (карбоксиметилгуара), CMHPG (карбоксиметилгидроксипропилгуара) и их комбинаций.

10. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, содержащий от приблизительно 4 до 120 pptg (фунтов на тысячу галлонов) пероксида и от приблизительно 0,001% до 10% промотора.

11. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, дополнительно содержащий по меньшей мере один расклинивающий наполнитель.

12. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 11, где по меньшей мере один расклинивающий наполнитель выбран из группы, состоящей из песочных расклинивающих наполнителей, синтетических керамических расклинивающих наполнителей, покрытых смолой/полимером расклинивающих наполнителей и их комбинаций.

13. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, дополнительно содержащий буферную систему.

14. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, где по меньшей мере один пероксид характеризуется растворимостью в воде более 1 г/100 г воды при температуре 25°C.

15. Флюид для обработки пласта на водной основе по п. 1, где флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит несмешивающийся с водой органический растворитель.

16. Способ обработки подземного образования, включающий введение флюида для обработки пласта на водной основе по меньшей мере в часть подземного пласта, где флюид для обработки пласта на водной основе содержит:

смесь или дисперсию в воде, включающую по меньшей мере один полимер, повышающий вязкость, который представляет собой водорастворимый или водонабухающий полимер, выбранный из группы, состоящей из сшитых полисахаридов, сшитых по меньшей мере одним сшивающим средством, выбранным из группы, состоящей из боратных, циркониевых, алюминиевых, титановых и хромовых металлоорганических сшивающих средств, или выбранный из группы, состоящей из гуаровой смолы, HPG (гидроксипропилгуара), CMG (карбоксиметилгуара), CMHPG (карбоксиметилгидроксипропилгуара) и их комбинаций, или выбранный из группы, состоящей из недериватизированного гуара, крахмалов, целлюлозы, дериватизированных гуаров, полиакриламидов, полиакрилатов, функционализированных полиакриламидных полимеров, сополимеров акриламидметилпропансульфоновой кислоты, поливинилового спирта, поливинилпирролидонов, сополимеров малеинового ангидрида и метилвинилового эфира, полиэтиленоксидов и их комбинаций,

по меньшей мере один органический разжижающий пероксид, выбранный из группы, состоящей из 2,5-дигидроперокси-2,5-диметилгексана; гидропероксида кумола; трет-бутилгидропероксида; трет-амилгидропероксида; трет-октилгидропероксида; 1,1,3,3-тетраметилбутилгидропероксида; пара-ментангидропероксида; диизопропилбензолмоногидропероксида; диизопропилбензолдигидропероксида; 2,4-пентандионпероксида; метилэтилкетонпероксида, метилизобутилкетонпероксида и их комбинаций, и

по меньшей мере один промотор, выбранный из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей, эриторбатных солей, изоаскорбатных солей и их комбинаций, в количестве, эффективном для снижения температуры разжижения флюида для обработки пласта на водной основе.

17. Способ по п. 16, где флюид для обработки пласта на водной основе вводят в подземный пласт через ствол скважины.

18. Способ по п. 16, где по меньшей мере один полимер, увеличивающий вязкость, включает полисахарид.

19. Способ по п. 18, где полисахарид является сшитым.

20. Способ по п. 18, где полисахаридом является гуаровая смола.

21. Способ по п. 16, где флюид для обработки пласта на водной основе дополнительно содержит по меньшей мере одно сшивающее средство.

22. Способ по п. 16, где флюид для обработки пласта на водной основе содержит от приблизительно 4 до 120 pptg (фунтов на тысячу галлонов) пероксида и от приблизительно 0,001% до 10% промотора.

23. Способ по п. 16, где флюид для обработки пласта на водной основе дополнительно содержит буферную систему.

24. Способ по п. 16, где количество промотора является эффективным для снижения температуры разжижения флюида для обработки пласта на водной основе по меньшей мере на 5°F по сравнению с температурой разжижения, полученной для флюида для обработки пласта на водной основе в отсутствие по меньшей мере одного промотора.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к заканчиванию скважин. Способ заканчивания скважины содержит создание скважины, содержащей ствол, проходящий в подземный пласт, крепление по меньшей мере нижнего участка скважины эксплуатационной обсадной колонной, установку запорной арматуры в эксплуатационной обсадной колонне, причем запорная арматура создает удаляемый барьер для прохода текучей среды в стволе.

Изобретение относится к стимулирующим текучим средам для гидроразрыва углеводородсодержащего пласта и системному оборудованию для них. Технический результат – повышение экономичности, эффективности и безопасности обработки.

Изобретение относится к гидравлическому разрыву подземного пласта. Состав для обработки скважины содержит: низковязкую несущую жидкость, имеющую вязкость менее чем 50 мПа⋅с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°С; диспергированный в несущей жидкости проппант и диспергированное в несущей жидкости волокно, содержащее от 0,1 до 20 мас.% силикона, где состав для обработки скважины не создает волоконного тапонирования при потоке через узкую щель шириной 1-2 мм.

Изобретение относится к способу обработки подземного пласта. Способ обработки подземного пласта, включающий приготовление суспензии цементного раствора, выполненной с возможностью схватывания с образованием отвердевшего цементного раствора с прочностью на сжатие ниже давления смыкания разрыва подземного пласта, где указанная суспензия цементного раствора содержит цементирующий материал, воду и меньше чем 4 % деградируемого материала в расчете на массу цементирующего материала в суспензии цементного раствора, закачивание указанной суспензии в подземный пласт при давлении, достаточном для создания разрыва в подземном пласте, при сохранении более высокого давления, чем давление смыкания разрыва, предоставление возможности указанной суспензии схватиться, образуя отвердевший цементный раствор в разрыве, понижение давления ниже давления смыкания разрыва, предоставление возможности отвердевшему цементному раствору в разрыве растрескаться, образуя растрескавшийся отвердевший цементный раствор, и добычу углеводородов из пласта через растрескавшийся отвердевший цементный раствор в разрыве.

Изобретение относится к способам управления, контроля и оптимизации параметров трещин гидроразрыва пласта (ГРП) при проведении ГРП в целевых пластах, отделенных от внешних пластов с высокой активностью содержащихся в них флюидов, тонкими экранами, а также в низкопродуктивных пластах малой мощности.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, в частности, к оборудованию и технологиям для осуществления гидравлического разрыва грунта. Система обмена давления, включает в себя ротационный изобарический обменник давления (IPX), выполненный с возможностью обмена давления между первым флюидом и вторым флюидом, а также двигательную систему, соединенную с IPX и выполненную с возможностью приводить в действие IPX.

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может быть применено для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) с различной проницаемостью пород. Способ включает проведение исследований до и после проведения ГРП с проппантом, проведение ГРП, определение эффективности ГРП на основе показаний, полученных в результате исследований.

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.

Настоящее изобретение относится к области добычи газа и конденсата газового, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений и газоконденсатных месторождений, в продукции которых содержится высокоминерализованная пластовая вода (общая минерализация до 300 г/л) и конденсат газовый (до 50%).

Изобретение относится к области добычи газа, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений, в продукции которых содержится конденсационная жидкость.

Изобретение относится к стимулирующим текучим средам для гидроразрыва углеводородсодержащего пласта и системному оборудованию для них. Технический результат – повышение экономичности, эффективности и безопасности обработки.

Изобретение относится к подземным операциям и, в частности, к введению флюидов, содержащих печную пыль, в ствол скважины через компоновку низа бурильной колонны. Технический результат – повышение эффективности способа за счет сокращения времени на бурение, крепление и цементирование с вытесняющими жидкостями.

Изобретение относится к гидравлическому разрыву подземного пласта. Состав для обработки скважины содержит: низковязкую несущую жидкость, имеющую вязкость менее чем 50 мПа⋅с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°С; диспергированный в несущей жидкости проппант и диспергированное в несущей жидкости волокно, содержащее от 0,1 до 20 мас.% силикона, где состав для обработки скважины не создает волоконного тапонирования при потоке через узкую щель шириной 1-2 мм.

Изобретение относится к области нефтедобычи. В способе увеличения добычи нефти, включающем закачку в пласт через скважину водной гелевой дисперсии, полученной смешением с водой порошкообразной композиции, содержащей обработанный ионизирующим излучением полиакриламид - ПАА и неорганическую соль многовалентного металла, смешение осуществляют непосредственно перед закачкой в пласт в проточном буферном объеме, соответствующем объему скважины, используют ПАА, обработанный ионизирующим излучением дозой 1-15 кГр, в качестве указанной соли - сульфат или хлорид алюминия или хрома при следующем их соотношении, мас.%: указанная соль алюминия или хрома 1-10, указанный ПАА - остальное, при содержании, мас.%: указанная композиция 0,5-3,0, пластовая вода – остальное, и времени контакта указанных композиции и воды в буферном объеме, определяемом условием по формуле где t - время контакта композиции и воды в буферном объеме, ч; Т - время равновесного набухания гелевой дисперсии в буферном объеме; Q - скорость закачки, м3/ч; V - буферный объем, м3.
Изобретение относится к химической промышленности, предназначено для получения натриевых солей карбоксиметиловых эфиров гуминовых материалов и может быть использовано при бурении нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к высококонцентрированным безводным аминным солям углеводородполиалкоксисульфатов, причем эти соли выбраны из группы замещенных аминов, предпочтительно алканоламинов.

Группа изобретений относятся к разработке нефтяных месторождений. Технический результат – получение в условиях химического производства стабильной товарной формы щелочного стока производства капролактама ЩСПК, применяемой для выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритока в нефтедобывающей промышленности и обеспечивающей образование сополимеров сложных эфиров в результате гидролиза полиакриламида ПАА в водном растворе ЩСПК как по амидным, так и по кислотным группам, что приводит к снижению расхода ПАА.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны карбонатного и терригенного (карбонатность более 5%) пластов, и может быть использовано в процессе интенсификации притока нефти и освоения скважин путем кислотной обработки, а также при повышении нефтеотдачи пластов методом гидравлического разрыва пласта с использованием кислотных составов.

Настоящее изобретение относится к способу обработки подземных нефтеносных пластов, содержащих карбонатные породы, в котором способ включает в себя по меньшей мере следующие стадии: нагнетание водной композиции, содержащей по меньшей мере одно катионное поверхностно-активное вещество (S) в по меньшей мере часть нефтеносного пласта, возможность взаимодействия композиции с гидрофобными поверхностями в пласте, в котором катионное поверхностно-активное вещество (S) обладает общей формулой (I) и R1, R2, R3, R4 и Хm- имеют следующее значение: R1: группа, выбираемая из группы из R1a и R1b, в которой R1a представляет собой алифатический линейный или разветвленный углеводородный радикал, содержащий от 10 до 22 атомов углерода, и R1b представляет собой алифатический линейный или разветвленный углеводородный радикал, содержащий от 10 до 22 атомов углерода, замещенных от 1 до 3 OH-группами, и R2, R3 и R4 могут быть одинаковыми или различными и выбираются из группы из R2a, R3a, R4a: алкильных групп, содержащих от 1 до 4 атомов углерода, R2b, R3b, R4b: OH-замещенных алкильных групп, содержащих от 1 до 4 атомов углерода, и R2c, R3c, R4c: групп простых алкильных эфиров формулы -СН2СН2ОСН2СН2ОН и -СН2СН2ОСН2СН2ОСН2СН2ОН, и Хm- представляет собой анион, в котором m составляет 1, 2 или 3, при условии, что по меньшей мере одна из групп R1, R2, R3 и R4 содержит OH-группу и общее количество ОН групп в поверхностно-активном веществе (S) составляет от 1 до 4. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности обработки подземных пластов. 16 з.п. ф-лы, 4 табл.

Изобретение относится к флюидам для обработки подземных пластов при добыче нефти и газа. Флюид для обработки пласта на водной основе, содержащий смесь или дисперсию в воде, включающую по меньшей мере один полимер, увеличивающий вязкость, представляющий собой водорастворимый или водонабухающий полимер, выбранный из группы, состоящей из сшитых полисахаридов, сшитых по меньшей мере одним сшивающим средством, выбранным из группы, состоящей из боратных, циркониевых, алюминиевых, титановых и хромовых металлоорганических сшивающих средств, или выбранный из группы, состоящей из гуаровой смолы, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксипропилгуара, их комбинаций, или из группы, состоящей из недериватизированного гуара, крахмалов, целлюлозы, дериватизированных гуаров, полиакриламидов, полиакрилатов, функционализированных полиакриламидных полимеров, сополимеров акриламидметилпропансульфоновой кислоты, поливинилового спирта, поливинилпирролидонов, сополимеров малеинового ангидрида и метилвинилового эфира, полиэтиленоксидов, их комбинаций, по меньшей мере один органический разжижающий пероксид и по меньшей мере один промотор из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей, эриторбатных солей, изоаскорбатных солей и их комбинаций, где флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит амина, если промотором является тиосульфатная соль. Способ обработки подземного образования, включающий введение флюида для обработки пласта на водной основе по меньшей мере в часть подземного пласта, где флюид для обработки пласта является указанным выше флюидом. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 5 ил., 5 пр.

Наверх