Применение сверхвпитывающих полимеров для регулирования давления и отклоняющих применений

Настоящее изобретение относится к применению сверхвпитывающих полимеров для регулирования давления и отклоняющих применений при обработке подземного пласта, в том числе гидравлическим разрывом. Способ гидравлического разрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включает обеспечение отклоняющей жидкости, содержащей жидкость-носитель, первый сверхвпитывающий полимер и второй сверхвпитывающий полимер, где второй сверхвпитывающий полимер имеет форму или композицию, или их комбинацию, отличную от аналогичных показателей первого сверхвпитывающего полимера, закачивание отклоняющей жидкости в подземный пласт и закачивание жидкости для гидроразрыва в пласт после закачивания отклоняющей жидкости, поток жидкости для гидроразрыва затруднен первым и вторым сверхвпитывающими полимерами, первый и второй сверхвпитывающие полимеры выбраны так, что отклоняющая жидкость, содержащая их, имеет улучшенную эффективность отклонения по сравнению с эталонной отклоняющей жидкостью, содержащей первый сверхвпитывающий полимер или второй сверхвпитывающий полимер. Способ гидравлического разрыва подземного пласта по другому варианту, включающий обеспечение отклоняющей жидкости, содержащей жидкость-носитель, сверхвпитывающий полимер и агент для модификации вязкости, эффективный для повышения вязкости отклоняющей жидкости при скорости сдвига 100 с-1, закачивание отклоняющей жидкости в подземный пласт, закачивание жидкости для гидроразрыва в пласт после закачивания отклоняющей жидкости, где поток жидкости для гидроразрыва затруднен сверхвпитывающим полимером и отклоняющая жидкость имеет улучшенную эффективность отклонения по сравнению с эталонной отклоняющей жидкостью, содержащей жидкость-носитель, сверхвпитывающий полимер, но не агент для модификации вязкости. Способ обработки ствола скважины, включающий циркуляцию композиции, образующей фильтрационную корку, в стволе скважины, где указанная композиция содержит сверхвпитывающий полимер и жидкость-носитель, формирование фильтрационной корки на поверхности пласта для снижения или исключения утечки жидкости, осуществление эксплуатации скважины, разрушение сверхвпитывающего полимера и удаление фильтрационной корки. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 3 н. и 12 з.п. ф-лы.

 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

[001] Настоящая заявка испрашивает приоритет по заявке на патент США № 62/140105, поданной 30 марта 2015 года, полное содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[002] Настоящее описание относится к применению сверхвпитывающих полимеров для регулирования давления и отклоняющих применений.

[003] Гидравлический разрыв представляет собой способ интенсификации для создания высокопроводящего сообщения в большом объеме подземного пласта. Такой способ увеличивает эффективную площадь ствола скважины в пласте, чтобы можно было ускорить добычу уловленной нефти или газа. Эффективность процесса зачастую измеряют по общей приведенной в контакт площади поверхности, созданной в результате интенсифицирующей обработки.

[004] Во время гидравлического разрыва жидкость для гидроразрыва закачивают под давлением, превышающем давление гидроразрыва горной породы пласта-коллектора, для создания или увеличения трещин в подземном пласте, через который проходит ствол скважины. После появления трещины в образованную трещину закачивают следующие ступени жидкостей, содержащие химические агенты, а также расклинивающие агенты. При закачивании трещина обычно продолжает расти, и расклинивающие агенты остаются в трещине в форме проницаемой набивки, которая служит для поддержания трещины в расклиненном состоянии. По завершении обработки трещина смыкается поверх расклинивающих агентов. Расклинивающие агенты поддерживают образовавшуюся трещину в открытом состоянии, обеспечивая высокопроводящий путь течения углеводородов и/или пластовых флюидов в стволе скважины.

[005] Для повышения добычи углеводородов необходимо увеличивать площадь трещины и комплексность трещины. Однако во время операции гидравлического разрыва жидкости для гидроразрыва склонны протекать в трещины или в зоны с высокой проницаемостью, что приводит к уменьшению общей площади трещины и комплексности трещины. Соответственно, ближе к концу операции обработки сегмента подземного пласта может потребоваться добавление отклоняющего агента, так чтобы указанный агент затем обеспечивал замедление или прекращение потока дополнительного количества состава для обработки приствольной зоны в указанную область, тем самым отклоняя закачиваемую позже жидкость в другие целевые зоны. Несмотря на все достижения в данной области техники, существует постоянная потребность в улучшенном способе применения отклоняющих жидкостей во время операций гидроразрыва.

[006] Кроме того, избыточные утечки жидкости могут иметь место в высокопроницаемых пластах, трещинах или истощенных пластах. Избыточные утечки жидкости могут приводить к падению давления в стволе скважины, что может ухудшать работу гибких насосно-компрессорных труб, рассчитанную на достаточное давление в стволе скважины для поддержания циркуляции на поверхность при осуществлении непрерывной обработки скважины. Соответственно, существует также потребность в способах, эффективных для снижения или исключения утечки жидкости в процессе эксплуатации гибких насосно-компрессорных труб.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[007] В одном варианте реализации способ гидравлического разрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включает: обеспечение отклоняющей жидкости, содержащей жидкость-носитель, первый сверхвпитывающий полимер и второй сверхвпитывающий полимер, причем второй сверхвпитывающий полимер имеет форму или состав или их комбинацию, отличную от аналогичных показателей первого сверхвпитывающего полимера; закачивание отклоняющей жидкости в подземный пласт; и закачивание жидкости для гидроразрыва в пласт после закачивания отклоняющей жидкости, причем поток жидкости для гидроразрыва затруднен первым и вторым сверхвпитывающими полимерами, а первый и второй сверхвпитывающие полимеры выбраны так, что отклоняющая жидкость, содержащая первый и второй сверхвпитывающие полимеры, имеет улучшенную эффективность отклонения по сравнению с эталонной отклоняющей жидкостью, содержащей первый сверхвпитывающий полимер или второй сверхвпитывающий полимер, но не оба сразу.

[008] В другом варианте реализации способ гидравлического разрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включает: обеспечение отклоняющей жидкости, содержащей жидкость-носитель, сверхвпитывающий полимер и агент для модификации вязкости, эффективный для повышения вязкости отклоняющей жидкости при скорости сдвига 100 с-1; закачивание отклоняющей жидкости в подземный пласт; и закачивание жидкости для гидроразрыва в подземный пласт после закачивания отклоняющей жидкости; причем поток жидкости для гидроразрыва затруднен сверхвпитывающим полимером, и отклоняющая жидкость обладает улучшенной эффективностью отклонения по сравнению с эталонной отклоняющей жидкостью, содержащей жидкость-носитель, сверхвпитывающий полимер, но не агент для модификации вязкости.

[009] В другом варианте реализации способ обработки ствола скважины включает циркуляцию композиции, образующей фильтрационную корку, в стволе скважины, причем композиция, образующая фильтрационную корку, содержит сверхвпитывающий полимер и жидкость-носитель; образование фильтрационной корки на поверхности пласта для снижения или исключения утечки жидкости; осуществление эксплуатации скважины; и разрушение сверхвпитывающего полимера и удаление фильтрационной корки.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0010] Авторами изобретения обнаружено, что отклоняющая жидкость может обладать улучшенной эффективностью отклонения, если отклоняющая жидкость содержит по меньшей мере два сверхвпитывающих полимера, имеющих различную форму или различные составы или оба параметра. Авторами изобретения обнаружено также, что эффективность отклоняющих жидкостей может быть дополнительно улучшена посредством увеличения вязкости отклоняющей жидкости в условиях низкого сдвига. В частности, вязкость отклоняющей жидкости, содержащей частицы сверхвпитывающего полимера, может быть увеличена посредством сшивания сверхвпитывающего полимера на поверхности частиц или посредством добавления в отклоняющую жидкость небольшого количества некоторых полимеров для модификации вязкости.

[0011] Было также обнаружено, что сверхвпитывающие полимеры могут быть использованы для создания временной фильтрационной корки на поверхности пласта для снижения или исключения утечки жидкости из ствола скважины. Это обеспечивает возможность эксплуатации гибких насосно-компрессорных труб для поддержания циркуляции на поверхность при осуществлении непрерывной обработки скважины. Затем сверхвпитывающие полимеры могут быть разрушены разжижителями для возврата ствола скважины в исходное состояние.

[0012] В данном контексте сверхвпитывающий полимер (СВП) представляет собой поперечно-сшитый, нейтральный, нейтрализованный или частично нейтрализованный полимер, способный абсорбировать большие количества водных жидкостей, таких как вода, насыщенный солевой раствор, кислоты или основания, с набуханием и образованием геля или вязкого материала, и который сохраняет абсорбированную жидкость при определенном давлении или температуре. Набухание сверхвпитывающего полимера может быть инициировано условиями пласта, такими как температура и рН, после проникновения жидкостей, содержащих сверхвпитывающие полимеры в дальнюю зону. После набухания сверхвпитывающие полимеры образуют временную набивку, которая отклоняет поток жидкостей в другую сторону.

[0013] СВП содержит гидрофильную сеть, которая удерживает большие количества водной жидкости относительно массы СВП (например, в сухом состоянии SAP абсорбирует и сохраняет такую массу воды, которая равна или больше его собственной массы). СВП могут представлять собой различные синтетические органические полимеры, которые взаимодействуют с водой или абсорбируют ее и набухают при приведении в контакт с водной средой. Неограничивающие примеры таких СВП представляют собой поли(гидроксиC1-8 алкил(мет)акрилат)ы, такие как (2-гидроксиэтилакрилат), поли(мет)акриламид, поли(винилпирролидин), поли(винилацетат), привитой крахмал-акрилонитрилом сополимер полиакрилонитрила, карбоксиметилцеллюлозу, сшитые полиакрилаты, сульфонированный полистирол, гидролизованный полиакриламид, поливиниловый спирт, полиэтиленоксид, поливинилпирролидон, полиакрилонитрил и т.п. Указанные выше полимеры включают сополимеры, например, сополимеры (мет)акриламида с малеиновым ангидридом, винилацетатом, этиленоксидом, этиленгликолем или акрилонитрилом, или с комбинациями, содержащими по меньшей мере один из них. Может быть использована комбинация различных полимеров.

[0014] СВП получают полимеризацией неионогенных, анионных, катионных мономеров или комбинации, содержащей по меньшей мере один из них. Полимеризация может быть свободнорадикальной полимеризацией, растворной полимеризацией, гелевой полимеризацией, эмульсионной полимеризацией, дисперсионной полимеризацией или суспензионной полимеризацией. Кроме того, полимеризация может быть проведена в водной фазе, в инвертной эмульсии или в инвертной суспензии.

[0015] Примеры неионогенных мономеров для синтеза предварительно полученных синтетических полимеров включают (мет)акриламид, алкил-замещенные (мет)акриламиды, аминоалкил-замещенные (мет)акриламиды, алкилиминоалкил-замещенные (мет)акриламиды, виниловый спирт, винилацетат, аллиловый спирт, C1-8 алкил(мет)акрилаты, гидроксиC1-8 алкил(мет)акрилаты, такие как гидроксиэтил(мет)акрилат, N-винилформамид, N-винилацетамид и (мет)акрилонитрил. В данном контексте «поли((мет)акриламид)ы» включает полимер, содержащий звенья, полученные из (мет)акриламида, алкил-замещенных (мет)акриламидов, таких как N-C1-8 алкил(мет)акриламиды и N,N-ди(C1-8 алкил)(мет)акриламиды, аминоалкил-замещенных (мет)акриламидов, таких как N,N-ди(амино(C1-8 алкил))-замещенные (мет)акриламиды), и (N,N-диалкиламино)алкил-замещенных (мет)акриламидов, таких как (N,N-ди(C1-8 алкил)амино)(C1-8 алкил)(мет)акриламиды. Конкретные примеры вышеуказанных мономеров включают метакриламид, N-метилакриламид, N-метилметакриламид, N,N-диметилакриламид, N-этилакриламид, N,N-диэтилакриламид, N-циклогексилакриламид, N-бензилакриламид, N,N-диметиламинопропилакриламид, N,N-диметиламиноэтилакриламид, N-трет-бутилакриламид или комбинации, содержащие по меньшей мере один из них. В одном из вариантов реализации поли((мет)акриламид) представляет собой сополимер метакриламида с малеиновым ангидридом, винилацетатом, этиленоксидом, этиленгликолем или акрилонитрилом, или с комбинацией, содержащей по меньшей мере один из них.

[0016] Примеры анионных мономеров включают этилен-ненасыщенные анионные мономеры, содержащие кислотные группы, или их соли, например, карбоксильную группу, сульфоновую группу, фосфоновую группу, их соли, соответствующий ангидрид или ацилгалогенид, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одну из вышеуказанных кислотных групп. Например, анионный мономер может представлять собой (мет)акриловую кислоту, этакриловую кислоту, малеиновую кислоту, малеиновый ангидрид, фумаровую кислоту, итаконовую кислоту, α-хлоракриловую кислоту, β-цианоакриловую кислоту, β-метилакриловую кислоту, α-фенилакриловую кислоту, β-акрилоилоксипропионовую кислоту, сорбиновую кислоту, α-хлорсорбиновую кислоту, 2’-метилизокротоновую кислоту, коричную кислоту, п-хлоркоричную кислоту, β-стеариловую кислоту, цитраконовую кислоту, мезаконовую кислоту, глутаконовую кислоту, аконитовую кислоту, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту, аллилсульфоновую кислоту, винилсульфоновую кислоту, аллилфосфоновую кислоту, винилфосфоновую кислоту, их соли или комбинацию, содержащую по меньшей мере одну из них.

[0017] Примеры катионных мономеров включают (N,N-ди(C1-8алкиламино)(C1-8алкил)(мет)акрилаты (например, N,N-диметиламиноэтилакрилат и N,N-диметиламиноэтилметакрилат) (где аминогруппа кватернизована, например, до четвертичной формы метилхлорида), хлорид диаллилдиметиламмония или любой из вышеуказанных алкил-замещенных (мет)акриламидов и диалкиламиноалкил-замещенных (мет)акриламидов, такой как (N,N-ди(C1-8алкил)амино)-C1-8алкилакриламид, а также их четвертичные формы, такие как хлорид акриламидопропилтриметиламмония.

[0018] Сверхвпитывающий полимер может содержать катионные заместители и анионные заместители. Катионные заместители и анионные заместители присутствуют в различных стехиометрических соотношениях, например, в соотношении около 1:1, или один мономер может присутствовать в большем стехиометрическом количестве, чем другой мономер. Иллюстративные амфотерные полимеры включают терполимеры неионогенных мономеров, анионных мономеров и катионных мономеров.

[0019] В одном из вариантов реализации сверхвпитывающий полимер содержит повторяющееся звено, полученное из акрилата, акриловой кислоты или ее соли, акриламид, винилпирролидон, виниловый эфир (например, винилацетат), виниловый спирт, 2-акриламид-2-метилпропансульфоновую кислоту, их производное или их комбинацию.

[0020] Сверхвпитывающий полимер содержит множество поперечных связей между полимерными цепями сверхвпитывающего полимера. В соответствии с одним из вариантов реализации изобретения, поперечные связи являются ковалентными и образуются в результате сшивания сверхвпитывающего полимера. В одном из вариантов реализации сшивающий агент представляет собой этилен-ненасыщенный мономер, который содержит, например, два центра этиленовой ненасыщенности (т.е. две этилен-ненасыщенные двойные связи), этилен-ненасыщенную двойную связь и функциональную группу, которая является реакционноспособной в отношении функциональной группы (например, амидной группы) полимерных цепей сверхвпитывающего полимера, или несколько функциональных групп, которые являются реакционноспособными в отношении функциональных групп полимерных цепей сверхвпитывающего полимера. В одном из вариантов реализации степень сшивания сверхвпитывающего полимера согласно настоящему изобретению выбрана для регулирования степени набухания (т.е. абсорбции жидкости или увеличения объема) сверхвпитывающего полимера.

[0021] Иллюстративные сшивающие агенты включают ди(мет)акриламид диамина, такой как диакриламид пиперазина, C1-8 алкилен-бис-акриламид, такой как метилен-бис-акриламид и этилен-бис-акриламид, N-метилольные соединения ненасыщенного амида, такие как N-метилолметакриламид или N-метилолакриламид, (мет)акрилатные сложные эфиры ди-, три- или тетрагидрокси-соединений, такие как этиленгликольдиакрилат, поли(этиленгликоль)ди(мет)акрилат, триметилолпропан-три(мет)акрилат, этоксилированный триметилол-три(мет)акрилат, три(мет)акрилат глицерина), этоксилированный три(мет)акрилат глицерина, тетра(мет)акрилат пентаэритрита, этоксилированный тетра(мет)акрилат пентаэритрита, ди(мет)акрилат бутандиола), дивиниловые или диаллиловые соединения, такие как аллил(мет)акрилат, алкоксилированный аллил(мет)акрилат, диаллиламид 2,2’-азобис(изомасляной кислоты), триаллилцианурат, триаллилизоцианурат, диаллиловый эфир малеиновой кислоты, полиаллиловые сложные эфиры, тетрааллилоксиэтан, триаллиламин и тетрааллилэтилендиамин, диольные, полиольные, гидроксиаллиловые или акрилатные соединения и аллиловые сложные эфиры фосфорной кислоты или фосфористой кислоты. Отдельно упомянуты водорастворимые диакрилаты, такие как поли(этиленгликоль)диакрилат (например, диакрилат ПЭГ 200 или диакрилат ПЭГ 400). Также может быть использована комбинация, содержащая любые из описанных выше сшивающих агентов. Дополнительные сшивающие агенты описаны в US 2014/0332213, US 2014/0332214 и US 2015/0096751.

[0022] Неограничивающие примеры сверхвпитывающих полимеров включают поли-2-гидроксиэтилакрилат, полиалкилакрилат, полиакриламид, полиметакриламид, поливинилпирролидон, поливинилацетат, полиакриловую кислоту, соли полиакриловой кислоты или их сополимеры. В качестве конкретного примера, сверхвпитывающий полимер представляет собой полиакриламид, содержащий поперечные связи, представляющие собой диакрилат полиэтиленгликоля. В качестве другого конкретного примера, сверхвпитывающий полимер представляет собой сополимер акриламида, например, с малеиновым ангидридом, винилацетатом, этиленоксидом, этиленгликолем, акрилонитрилом, или их комбинацию. Другой конкретный пример сверхвпитывающего полимера представляет собой полиакриламид, содержащий поперечные связи, представляющие собой диакрилат полиэтиленгликоля. В некоторых вариантах реализации сверхвпитывающий полимер представляет собой гомополимер или сополимер полиакриловой кислоты, где поперечные связи представляют собой олигомер винилового эфира. В одном из вариантов реализации сверхвпитывающий полимер представляет собой сополимер акриловой кислоты и акрилата натрия с поперечными связями, полученными из диакрилата полиэтиленгликоля.

[0023] Размер сверхвпитывающего полимера составляет от 10 мкм до 200000 мкм, в частности, от 500 мкм до 10000 мкм и более конкретно от 50 мкм до 1000 мкм. В данном контексте «размер» относится к наибольшему линейному размеру, например, диаметру в случае сферической частицы. Сверхвпитывающие полимеры могут быть представлены в различных формах, включая частицы (например, порошок), волокна, стренги, шнуры и т.п., или их комбинации. Частицы СВП имеют любую форму, включая сферическую, угловатую и многогранную.

[0024] Было обнаружено, что при совместном использовании сверхвпитывающих полимеров, имеющих различную форму, в отклоняющей жидкости, отклоняющая эффективность жидкости может быть улучшена. В одном из вариантов реализации отклоняющая жидкость содержит первый сверхвпитывающий полимер и второй сверхвпитывающий полимер, причем первый сверхвпитывающий полимер представляет собой материал в виде частиц, а второй сверхвпитывающий полимер представляет собой волокно. В данном контексте волокно относится к сверхвпитывающему полимеру, имеющему аспектное отношение более или ровно 3, а материал в виде частиц относится к сверхвпитывающему полимеру, имеющему аспектное отношение менее 3. Не ограничиваясь теорией, полагают, что использование сверхвпитывающих полимеров, имеющих форму частиц и форму волокна, может обеспечивать снижение проницаемости между сверхвпитывающими материалами, что приводит к увеличению отклоняющей эффективности жидкости.

[0025] Отклоняющие жидкости также могут содержать два сверхвпитывающих полимера, имеющих различные композиции. В одном из вариантов реализации отклоняющие жидкости содержат первый сверхвпитывающий полимер и второй сверхвпитывающий полимер, причем второй сверхвпитывающий полимер имеет более низкую скорость набухания и является более солеустойчивым, по сравнению с первым сверхвпитывающим полимером. В качестве конкретного примера, первый сверхвпитывающий полимер содержит сшитый сополимер акриловой кислоты и акрилатной соли, а второй сверхвпитывающий полимер содержит сшитый гомополимер или сополимер поливинилового спирта. Полагают, что сшитый гомополимер или сополимер поливинилового спирта может иметь более низкую скорость набухания по сравнению со сшитым сополимером акриловой кислоты и акрилатной соли.

[0026] В качестве другого конкретного примера, первый сверхвпитывающий полимер содержит сверхвпитывающий полимер без покрытия, а второй сверхвпитывающий полимер содержит сверхвпитывающий полимер с покрытием. Не ограничиваясь теорией, полагают, что сверхвпитывающий полимер с покрытием может иметь более низкую скорость набухания, чем сверхвпитывающий полимер без покрытия.

[0027] Покрытие для сверхвпитывающего полимера с покрытием содержит органическое соединение, термореактивный или термопластичный полимер или воск. В одном из вариантов реализации покрытие представляет собой органическое соединение, которое содержит эпоксидные, фенольные, полиуретановые, поликарбодиимидные, полиамидные, полиамид-имидные, фурановые смолы или их комбинацию. Фенольный полимер представляет собой, например, фенолоформальдегидную смолу, полученную посредством взаимодействия фенола, бисфенола или их производных с формальдегидом. Иллюстративные термопласты включают полиэтилен, акрилонитрил-бутадиенстирол, полистирол, поливинилхлорид, фторопласты, полисульфид, полипропилен, стиролакрилонитрил, нейлон и фениленоксид. Иллюстративные термореактивные смолы включают эпоксидные, фенольные (истинные термореактивные полимеры, такие как резол, или термопластичные смолы, термореактивные свойства которых обеспечены отвердителем), сложные полиэфирные смолы, полиуретаны, эпокси-модифицированные фенольные полимеры и их производные. Отдельно упомянут воск.

[0028] Необязательно, покрытие может быть отвержденным в зависимости от конкретного используемого материала покрытия. Подходящие отверждающие агенты для покрытия представляют собой азотсодержащие соединения, такие как амины и их производные; кислородсодержащие соединения, такие как сложные полиэфиры с концевой карбоновой кислотой, ангидриды, фенолоформальдегидные смолы, аминоформальдегидные смолы, новолаки на основе фенола, бисфенола А и крезола, эпоксидные смолы с концевым фенолом; серосодержащие соединения, такие как полисульфиды, полимеркаптаны; и каталитические отверждающие агенты, такие как третичные амины, кислоты Льюиса, основания Льюиса; или их комбинации. Могут быть использованы любые способы, известные в данной области техники для нанесения покрытий на твердые частицы или волокна.

[0029] В других вариантах реализации отклоняющая жидкость содержит первый сверхвпитывающий полимер и второй сверхвпитывающий полимер, причем первый сверхвпитывающий полимер содержит взаимопроникающую сетку, а второй сверхвпитывающий полимер не содержит взаимопроникающей сетки.

[0030] В данном контексте взаимопроникающая сетка относится к сетке, содержащей сверхвпитывающий полимер, имеющий отрицательные заряды, и катионный или неионогенный сверхвпитывающий полимер, связанный с поверхностью указанного сверхвпитывающего полимера, имеющего отрицательные заряды. Не ограничиваясь теорией, полагают, что взаимопроникающая сетка образуется под действием таких сил, как силы Ван-дер-Ваальса между отрицательно заряженными и катионными или неионогенными сверхвпитывающими полимерами. Иллюстративные катионные сверхвпитывающие полимеры включают катионные акриламидные сополимеры. Иллюстративные неионогенные сверхвпитывающие полимеры включают поливиниловый спирт, поливинилацетат или комбинацию, содержащую по меньшей мере один из них. Это происходит подобно образованию червеобразных мицелл с противоположно заряженными поверхностно-активными веществами. Дополнительные примеры гидрогелей с взаимопроникающей полимерной сеткой представлены в обзорной статье “Design and applications of interpenetrating polymer network hydrogels. A review”, E. S. Dragan, представленной в Chemical Engineering Journal 243 (2014), страницы 572-590.

[0031] Массовое отношение первого сверхвпитывающего полимера ко второму сверхвпитывающему полимеру составляет от около 1:50 до около 50:1, в частности, от около 1:20 до около 20:1, более конкретно от около 1:10 до около 10:1, еще более конкретно от около 1:5 до около 5:1. Отклоняющая жидкость может содержать от около 1 до около 200 фунтов (от около 0,45 до около 90 кг), в частности, от около 2 до около 100 фунтов (от около 0,9 до около 45 кг), более конкретно, от около 20 до около 80 фунтов (от около 9 до около 36 кг) комбинации первого и второго сверхвпитывающих полимеров на тысячу галлонов (3785 л) отклоняющей жидкости.

[0032] Активированные жидкости или эмульсионные жидкости также могут быть использованы для снижения проницаемости между сверхвпитывающими полимерами для улучшения их отклоняющей эффективности. Состав для обработки приствольной зоны считают «активированным», если в состав для обработки приствольной зоны введена сжимаемая, иногда растворимая газовая фаза. Примеры газовой фазы представляют собой воздух, азот, диоксид углерода, природный газ и т.п. или их смеси, или комбинацию, содержащую по меньшей мере один из них.

[0033] Жидкость может быть дополнительно вспенена посредством введения не газообразного вспенивающего агента. Не газообразный вспенивающий агент может быть амфотерным, катионным или анионным. Подходящие амфотерные вспенивающие агенты включают алкилбетаины, алкилсультаины и алкилкарбоксилаты. Подходящие анионные вспенивающие агенты могут включать простые алкилэфирсульфаты, этоксилированные простые эфирсульфаты, сложные фосфатные эфиры, простые алкилэфирфосфаты, сложные фосфатные эфиры этоксилированных спиртов, алкилсульфаты и альфа-олефинсульфонаты. Подходящие катионные вспенивающие агенты могут включать алкильные четвертичные аммониевые соли, алкилбензильные четвертичные аммониевые соли и алкиламидоаминные четвертичные аммониевые соли. Систему вспенивания используют, главным образом, при гидроразрыве низконапорных или водовосприимчивых пластов.

[0034] В активированной отклоняющей жидкости сверхвпитывающий полимер может присутствовать в массовой концентрации от 15 фунтов (6,75 кг) СВП на тысячу галлонов (3785 л) отклоняющей жидкости (ppt) до 200 ppt, в частности, от 20 ppt до 100 ppt и более конкретно от 30 ppt до 80 ppt.

[0035] Авторами настоящего изобретения обнаружено также, что повышение вязкости отклоняющих жидкостей в условиях низкого сдвига увеличивает их отклоняющую эффективность. Соответственно, способ гидравлического разрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включает: обеспечение отклоняющей жидкости, содержащей жидкость-носитель, сверхвпитывающий полимер и агент для модификации вязкости, эффективный для повышения вязкости отклоняющей жидкости при скорости сдвига 100 с-1; закачивание отклоняющей жидкости в подземный пласт; закачивание жидкости для гидроразрыва в пласт после закачивания отклоняющей жидкости; причем поток жидкости для гидроразрыва затруднен сверхвпитывающим полимером, и отклоняющая жидкость обладает улучшенной эффективностью отклонения по сравнению с эталонной отклоняющей жидкостью, содержащей жидкость-носитель, сверхвпитывающий полимер, но не агент для модификации вязкости. В одном из вариантов реализации отклоняющая жидкость имеет вязкость от около 1 до около 2000 или от около 100 до около 1500, или от около 200 до около 1500 при 100 с-1 после закачивания в подземный пласт.

[0036] Агент для модификации вязкости содержит один или более из следующих агентов: гидролизат привитого полимера крахмала и акрилонитрила; карбоксиметилцеллюлоза; ксантан; диутан; сульфонированный полистирол; гидролизованный полиакриламид; поливиниловый спирт; полиэтиленоксид; поливинилпирролидон; или конжаковый глюкоманнан.

[0037] Отклоняющие жидкости могут содержать от около 15 до около 200 ppt или от около 20 до около 100 ppt сверхвпитывающего полимера и от около 1 до около 40 ppt или от около 4 ppt до около 20 ppt агента для модификации вязкости.

[0038] Агент для модификации вязкости также может быть сшивающим агентом, эффективным для сшивания частиц или волокон сверхвпитывающего полимера на их поверхности. Поверхностное сшивание происходит на внешней поверхности сверхвпитывающего полимера. Поверхностные поперечные связи, например, образуются в результате добавления поверхностного сшивающего агента к частицам или волокнам сверхвпитывающего полимера с последующей термической обработкой. Поверхностные поперечные связи увеличивают плотность сшивания СВП вблизи его поверхности по сравнению с плотностью сшивания внутри СВП. Некоторые поверхностные сшивающие агенты содержат функциональную группу, которая является реакционноспособной в отношении группы полимерных цепей СВП, например, кислотной или амидной группы. Поверхностный сшивающий агент представляет собой один из упомянутых ранее сшивающих агентов и содержит функциональную группу, такую как спиртовая, амино, альдегидная или карбоксилатная группа. В одном из вариантов реализации поверхностные сшивающие агенты имеют несколько различных функциональных групп, например, полиолы, полиамины, полиаминоспирты и алкиленкарбонаты. В некоторых вариантах реализации агент для модификации вязкости представляет собой сшивающий агент, содержащий Zr, такой как цирконат, Cr, такой как хромат, Ti, такой как титанат, или Al, такой как алюминат, или комбинацию, содержащую по меньшей мере один из них.

[0039] Жидкость-носитель содержит водный носитель, такой как вода, насыщенный солевой раствор, кислота, такая как минеральная или органическая кислота, основание, или комбинацию, содержащую по меньшей мере один из них.

[0040] Отклоняющие жидкости, описанные в настоящем документе, могут необязательно дополнительно содержать расклинивающий агент с покрытием или без покрытия. Частицы расклинивающего агента включают керамические материалы, песок, минеральные, природные расклинивающие агенты, такие как ореховые скорлупы, шелуха семян, или древесные материалы, гравий, стекло, смолистые частицы, полимерные частицы, или их комбинации. В одном из вариантов реализации частицы расклинивающего агента выбраны в зависимости от конкретного применения композиции для гидравлического разрыва. Примеры керамических материалов включают керамические материалы на основе оксидов, керамические материалы на основе нитридов, керамические материалы на основе карбидов, керамические материалы на основе боридов, керамические материалы на основе силицидов или их комбинации. В одном из вариантов реализации керамический материал на основе оксидов представляет собой диоксид кремния (SiO2), диоксид титана (TiO2), оксид алюминия, оксид бора, оксид калия, оксид циркония, оксид магния, оксид кальция, оксид лития, оксид фосфора и/или оксид титана, или их комбинацию. Керамические материалы на основе оксидов, керамические материалы на основе нитридов, керамические материалы на основе карбидов, керамические материалы на основе боридов или керамические материалы на основе силицидов содержат неметалл (например, кислород, азот, бор, углерод или кремний и т.п.), металл (например, алюминий, свинец, висмут и т.п.), переходный металл (например, ниобий, вольфрам, титан, цирконий, гафний, иттрий и т.п.), щелочной металл (например, литий, калий и т.п.), щелочноземельный металл (например, кальций, магний, стронций и т.п.), редкоземельный металл (например, лантан, церий и т.п.) или галоген (например, фтор, хлор и т.п.). Иллюстративные керамические материалы включают оксид циркония, стабилизированный оксид циркония, муллит, легированный оксидом циркония оксид алюминия, шпинель, алюмосиликаты (например, муллит, кордиерит), перовскит, карбид кремния, нитрид кремния, карбид титана, нитрид титана, карбид алюминия, нитрид алюминия, карбид циркония, нитрид циркония, карбид железа, оксинитрид алюминия, оксинитрид алюминия-кремния, титанат алюминия, карбид вольфрама, нитрид вольфрама, стеатит и т.п. или их комбинации.

[0041] Частицы природного расклинивающего агента включают ореховые скорлупы, такие как скорлупы грецкого ореха, кокосового ореха, пекана, миндаля, фителефаса, бразильского ореха и т.п.; скорлупу косточек фруктов, таких как слива, оливки, персик, вишня, абрикос и т.п.; шелуху семян других растений, таких как маис (например, стержни кукурузных початков или зерна кукурузы); древесные материалы, например, из дуба, пекана, грецкого ореха, тополя, красного дерева и т.п. Такие материалы представляют собой частицы, получаемые дроблением, измельчением, нарезанием, строганием и т.п. Указанные частицы расклинивающих агентов являются относительно легковесными и/или по существу нейтральными плавучими расклинивающими частицами, описанными в US 6364018. Под «относительно легковесными» понимают, что частицы имеют значительно более низкую плотность, чем обычный расклинивающий материал в виде частиц, используемый в операциях гидравлического разрыва, например, песок, или имеют плотность, подобную указанным материалам. Относительно легковесные и по существу нейтральные плавучие частицы расклинивающего агента имеются в продаже под торговой маркой LITEPROP у компании Baker Hughes Inc.

[0042] В одном из вариантов реализации частицы расклинивающего агента имеют покрытие, как описано в настоящем документе в отношении сверхвпитывающих полимеров. Материалы для нанесения покрытия на расклинивающий агент могут быть такими же, как материалы для нанесения покрытия на сверхвпитывающий полимер. Могут быть использованы любые подходящие способы нанесения покрытий, известные в данной области.

[0043] Частицы расклинивающего агента присутствуют в количестве, эффективном для повышения отклоняющей эффективности отклоняющих жидкостей. В конкретном варианте реализации частицы расклинивающего агента присутствуют в массовой концентрации от около 0,01 фунта на галлон отклоняющей жидкости (ppg) до около 10 ppg (от около 0,0012 кг/л до около 1,2 кг/л), в частности, от около 0,1 ppg до около 5 ppg (от около 0,012 кг/л до около 0,6 кг/л).

[0044] В некоторых вариантах реализации отклоняющая жидкость может дополнительно содержать разжижитель. Разжижитель приводят в контакт со сверхвпитывающим полимером для разрушения сверхвпитывающего полимера. В одном из вариантов реализации разжижитель приводят в контакт со сверхвпитывающим полимером, в результате чего происходит разрыв связей в скелете полимерных цепей сверхвпитывающего полимера, связей в сшивающем агенте, связей между сшивающим агентом и полимерной цепью сверхвпитывающего полимера или их комбинации. Таким образом, разрушение сверхвпитывающего полимера включает разрушение, разложение или диссоциацию сверхвпитывающего полимера, например, посредством разрушения связей в скелете сверхвпитывающего полимера, разрушения поперечных связей между цепями сверхвпитывающего полимера, изменения геометрической конформации сверхвпитывающего полимера или их комбинации. В некоторых вариантах реализации разжижитель разрушает сверхвпитывающий полимер с образованием разрушенного полимера, например, в виде множества фрагментов, имеющих более низкую молекулярную массу, чем сверхвпитывающий полимер.

[0045] Разжижитель включает окислитель, такой как пероксид, персульфат, перфосфат, перборат, перкарбонат, персиликат, оксикислоту галогена, оксианион галогена, пероксикислоту, их производные или их комбинацию.

[0046] Разжижитель необязательно инкапсулирован в инкапсулирующем материале для предотвращения контакта разжижителя со сверхвпитывающим полимером. Инкапсулирующий материал выполнен с возможностью высвобождения разжижителя в ответ на условия разжижения. Разжижитель является твердым или жидким. В твердом виде разжижитель представляет собой, например, кристаллический или гранулированный материал. В одном из вариантов реализации твердое вещество инкапсулировано или выполнено с покрытием для отсрочки его высвобождения или контакта со сверхвпитывающим полимером. Инкапсулирующие материалы являются такими же или отличными от материалов покрытия, описанных выше в отношении частиц расклинивающих агентов. Способы удаления инкапсулирующего материала на поверхности разжижителя являются такими же или отличными от способов удаления покрытия с частиц расклинивающего агента или сверхвпитывающих полимеров. В одном из вариантов реализации жидкий разжижитель растворяют в водном растворе или другом подходящем растворителе.

[0047] Разжижитель может присутствовать в отклоняющей жидкости в массовой концентрации от 0,1 ppt до 20 ppt, в частности, от 0,2 ppt до 15 ppt и более конкретно от 0,25 ppt до 10 ppt относительно общего объема жидкости. Дополнительная информация о разжижителях представлена в U.S. 2014/03322123 и U.S. 2014/0332214.

[0048] Отклоняющие жидкости могут быть использованы для гидроразрыва. В одном из вариантов реализации жидкость для гидроразрыва закачивают в подземный пласт при давлении, достаточном для создания или увеличения трещины, до введения в подземный пласт отклоняющей жидкости. Могут быть использованы любые жидкости для гидроразрыва, известные в данной области. Отклоняющие жидкости также могут быть использованы для отклонения обводнения скважины для зрелых нефтяных месторождений. Например, сверхвпитывающие полимеры могут соединять пересекающиеся трещины, отклоняя поток жидкости в другую сторону. Отклоняющая жидкость может обеспечивать большую площадь и комплексность образованной трещины при меньшем объеме жидкости.

[0049] Сверхвпитывающие полимеры или комбинация сверхвпитывающих полимеров, описанных в настоящем документе, может быть использована также для создания временной фильтрационной корки на поверхности пласта для снижения или исключения утечки жидкости из ствола скважины. Соответственно, способ обработки ствола скважины включает: циркуляцию композиции, образующей фильтрационную корку, в стволе скважины, причем композиция, образующая фильтрационную корку, содержит сверхвпитывающий полимер и жидкость-носитель; образование фильтрационной корки на поверхности пласта для снижения или исключения утечки жидкости; осуществление эксплуатации скважины; и разрушение сверхвпитывающего полимера и удаление фильтрационной корки. Композиция, образующая фильтрационную корку, содержит от около 0,1 ppt до около 100 ppt, в частности, от около 1 ppt до около 50 ppt, более конкретно от около 5 ppt до около 30 ppt сверхвпитывающего полимера или комбинации по меньшей мере двух различных сверхвпитывающих полимеров, описанных в настоящем документе в контексте отклоняющих жидкостей. Эксплуатация скважины не имеет конкретного ограничения и может включать гидравлический разрыв, кислотную обработку или ремонт скважины. В одном из вариантов реализации сверхвпитывающие полимеры обеспечивают предотвращение или снижение утечки жидкости и, следовательно, являются эффективными для поддержания давления в стволе скважины для обеспечения возможности эксплуатации гибких насосно-компрессорных труб для поддержания циркуляции на поверхность при осуществлении непрерывной обработки скважины.

[0050] Ниже представлены различные варианты реализации настоящего описания.

[0051] Вариант реализации 1. Способ гидравлического разрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий: обеспечение отклоняющей жидкости, содержащей жидкость-носитель, первый сверхвпитывающий полимер и второй сверхвпитывающий полимер, причем второй сверхвпитывающий полимер имеет форму или состав или их комбинацию, отличную от аналогичных показателей первого сверхвпитывающего полимера; и закачивание отклоняющей жидкости в подземный пласт; закачивание жидкости для гидроразрыва в пласт после закачивания отклоняющей жидкости, причем поток жидкости для гидроразрыва затруднен первым и вторым сверхвпитывающими полимерами, а первый и второй сверхвпитывающие полимеры выбраны так, что отклоняющая жидкость, содержащая первый и второй сверхвпитывающие полимеры, имеет улучшенную эффективность отклонения по сравнению с эталонной отклоняющей жидкостью, содержащей первый сверхвпитывающий полимер или второй сверхвпитывающий полимер, но не оба сразу.

[0052] Вариант реализации 2. Способ по варианту реализации 1, отличающийся тем, что второй сверхвпитывающий полимер имеет более низкую скорость набухания и является более солеустойчивым по сравнению с первым сверхвпитывающим полимером.

[0053] Вариант реализации 3. Способ по варианту реализации 1 или по варианту реализации 2, отличающийся тем, что: первый сверхвпитывающий полимер представляет собой сверхвпитывающий полимер без покрытия; а второй сверхвпитывающий полимер представляет собой сверхвпитывающий полимер с покрытием.

[0054] Вариант реализации 4. Способ по любому из вариантов реализации 1-3, отличающийся тем, что первый сверхвпитывающий полимер содержит взаимопроникающую сетку; а второй сверхвпитывающий полимер не содержит взаимопроникающей сетки.

[0055] Вариант реализации 5. Способ по любому из вариантов реализации 1-3, отличающийся тем, что: первый сверхвпитывающий полимер представляет собой сшитый сополимер акриловой кислоты и акрилатной соли, а второй сверхвпитывающий полимер представляет собой сшитый гомополимер или сополимер поливинилового спирта.

[0056] Вариант реализации 6. Способ по любому из вариантов реализации 1-5, отличающийся тем, что первый сверхвпитывающий полимер представляет собой материал в виде частиц, а второй сверхвпитывающий полимер представляет собой волокно.

[0057] Вариант реализации 7. Способ по любому из вариантов реализации 1-6, отличающийся тем, что отклоняющая жидкость представляет собой вспененную жидкость, дополнительно содержащую газовый компонент.

[0058] Вариант реализации 8. Способ по любому из вариантов реализации 1-7, отличающийся тем, что массовое отношение первого сверхвпитывающего полимера ко второму сверхвпитывающему полимеру составляет от около 1:10 до около 10:1.

[0059] Вариант реализации 9. Способ по любому из вариантов реализации 1-8, дополнительно включающий разрушение первого сверхвпитывающего полимера, второго сверхвпитывающего полимера или обоих полимеров.

[0060] Вариант реализации 10. Способ по любому из вариантов реализации 1-9, дополнительно включающий закачивание первой жидкости для гидроразрыва в подземный пласт при давлении, достаточном для создания или увеличения трещины, до закачивания отклоняющей жидкости.

[0061] Вариант реализации 11. Способ гидравлического разрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий: обеспечение отклоняющей жидкости, содержащей жидкость-носитель, сверхвпитывающий полимер и агент для модификации вязкости, эффективный для повышения вязкости отклоняющей жидкости при скорости сдвига 100 с-1; закачивание отклоняющей жидкости в подземный пласт; закачивание жидкости для гидроразрыва в пласт после закачивания отклоняющей жидкости; причем поток жидкости для гидроразрыва затруднен сверхвпитывающим полимером, и отклоняющая жидкость обладает улучшенной эффективностью отклонения по сравнению с эталонной отклоняющей жидкостью, содержащей жидкость-носитель, сверхвпитывающий полимер, но не агент для модификации вязкости.

[0062] Вариант реализации 12. Способ по варианту реализации 11, отличающийся тем, что отклоняющая жидкость содержит от около 15 фунтов до около 200 фунтов (от около 6,75 кг до около 90 кг) сверхвпитывающего полимера и от около 1 фунта до около 40 фунтов (от около 0,45 кг до около 18 кг) агента для модификации вязкости на одну тысячу галлонов (3785 л) отклоняющей жидкости.

[0063] Вариант реализации 13. Способ по варианту реализации 11 или по варианту реализации 12, отличающийся тем, что агент для модификации вязкости представляет собой один или более из следующих агентов: гидролизат привитого полимера крахмала и акрилонитрила; карбоксиметилцеллюлоза; ксантан; диутан; сульфонированный полистирол; гидролизованный полиакриламид; поливиниловый спирт; полиэтиленоксид; поливинилпирролидон; или конжаковый глюкоманнан.

[0064] Вариант реализации 14. Способ по любому из вариантов реализации 11-13, отличающийся тем, что агент для модификации вязкости представляет собой сшивающий агент, содержащий Zr, Cr, Ti или Al, или комбинацию, содержащую по меньшей мере один из них.

[0065] Вариант реализации 15. Способ по любому из вариантов реализации 11-13, отличающийся тем, что отклоняющая жидкость имеет вязкость от около 1 до около 2000 после закачивания в подземный пласт.

[0066] Вариант реализации 16. Способ по любому из вариантов реализации 11-15, дополнительно включающий закачивание первой жидкости для гидроразрыва в подземный пласт при давлении, достаточном для создания или увеличения трещины, до закачивания отклоняющей жидкости.

[0067] Вариант реализации 17. Способ обработки ствола скважины, включающий: циркуляцию композиции, образующей фильтрационную корку, в стволе скважины, причем композиция, образующая фильтрационную корку, содержит сверхвпитывающий полимер и жидкость-носитель; образование фильтрационной корки на поверхности пласта для снижения или исключения утечки жидкости; осуществление эксплуатации скважины; и разрушение сверхвпитывающего полимера и удаление фильтрационной корки.

[0068] Вариант реализации 18. Способ по варианту реализации 17, отличающийся тем, что эксплуатация скважины представляет собой обработку с помощью гибких насосно-компрессорных труб.

[0069] Вариант реализации 19. Способ по варианту реализации 17 или по варианту реализации 18, отличающийся тем, что эксплуатация ствола скважины включает гидравлический разрыв, кислотную обработку или ремонт скважины.

[0070] Вариант реализации 20. Способ по любому из вариантов реализации 17-19, отличающийся тем, что отклоняющая жидкость содержит от около 1 фунта до около 100 фунтов (от около 0,45 кг до около 45 кг) сверхвпитывающего полимера на одну тысячу галлонов (3785 л) отклоняющей жидкости.

[0071] Все диапазоны, описанные в настоящем документе, включают конечные точки, и конечные точки могут быть независимо комбинированы друг с другом. «Или» означает «и/или». В данном контексте «комбинация» включает сочетания, смеси, сплавы, продукты реакции и т.п. Все ссылки включены в настоящий документ посредством ссылки.

[0072] Термины в единственном числе, используемые в контексте описания настоящего изобретения (особенно в контексте следующей формулы изобретения) следует толковать как включающие единственное и множественное число, если в настоящем документе не указано иное или очевидно не опровергается контекстом. Кроме того, дополнительно следует отметить, что термины «первый», «второй» и т.п. в данном контексте не обозначают какой-либо порядок, количество или степень важности, а использованы для отличия одного элемента от другого. Модификатор «около», используемый в связи с количеством, включает указанные значения и имеет смысл, который следует из контекста (например, включает степень погрешности, связанной с измерением конкретного количества).

[0073] Несмотря на то, что выше в иллюстративных целях представлены типичные варианты реализации изобретения, изложенное выше описание не следует понимать как ограничение объема настоящего описания. Соответственно, различные модификации, изменения и альтернативные варианты могут быть сделаны специалистами в данной области техники без отклонения от общей идеи и границ объема настоящего изобретения.

1. Способ гидравлического разрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий:

обеспечение отклоняющей жидкости, содержащей жидкость-носитель, первый сверхвпитывающий полимер и второй сверхвпитывающий полимер, причем второй сверхвпитывающий полимер имеет форму или композицию, или их комбинацию, отличную от аналогичных показателей первого сверхвпитывающего полимера, и

закачивание отклоняющей жидкости в подземный пласт,

закачивание жидкости для гидроразрыва в пласт после закачивания отклоняющей жидкости,

причем поток жидкости для гидроразрыва затруднен первым и вторым сверхвпитывающими полимерами, и

первый и второй сверхвпитывающие полимеры выбраны так, что отклоняющая жидкость, содержащая первый и второй сверхвпитывающие полимеры, имеет улучшенную эффективность отклонения по сравнению с эталонной отклоняющей жидкостью, содержащей первый сверхвпитывающий полимер или второй сверхвпитывающий полимер, но не оба сразу.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что второй сверхвпитывающий полимер имеет более низкую скорость набухания и является более солеустойчивым по сравнению с первым сверхвпитывающим полимером.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что:

первый сверхвпитывающий полимер представляет собой сверхвпитывающий полимер без покрытия и

второй сверхвпитывающий полимер представляет собой сверхвпитывающий полимер с покрытием.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что:

первый сверхвпитывающий полимер содержит взаимопроникающую сетку и

второй сверхвпитывающий полимер не содержит взаимопроникающей сетки.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что:

первый сверхвпитывающий полимер представляет собой сшитый сополимер акриловой кислоты и акрилатной соли и

второй сверхвпитывающий полимер представляет собой сшитый гомополимер или сополимер поливинилового спирта.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что первый сверхвпитывающий полимер представляет собой материал в виде частиц, а второй сверхвпитывающий полимер представляет собой волокно.

7. Способ по любому из пп.1-6, отличающийся тем, что отклоняющая жидкость представляет собой вспененную жидкость, дополнительно содержащую газовый компонент.

8. Способ по любому из пп.1-6, отличающийся тем, что массовое отношение первого сверхвпитывающего полимера ко второму сверхвпитывающему полимеру составляет от около 1:10 до около 10:1.

9. Способ гидравлического разрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий:

обеспечение отклоняющей жидкости, содержащей жидкость-носитель, сверхвпитывающий полимер и агент для модификации вязкости, эффективный для повышения вязкости отклоняющей жидкости при скорости сдвига 100 с-1,

закачивание отклоняющей жидкости в подземный пласт,

закачивание жидкости для гидроразрыва в пласт после закачивания отклоняющей жидкости,

причем поток жидкости для гидроразрыва затруднен сверхвпитывающим полимером и отклоняющая жидкость имеет улучшенную эффективность отклонения по сравнению с эталонной отклоняющей жидкостью, содержащей жидкость-носитель, сверхвпитывающий полимер, но не агент для модификации вязкости.

10. Способ по п.9, отличающийся тем, что отклоняющая жидкость содержит от около 15 фунтов до около 200 фунтов (от около 6,75 кг до около 90 кг) сверхвпитывающего полимера и от около 1 фунта до около 40 фунтов (от около 0,45 кг до около 18 кг) агента для модификации вязкости на одну тысячу галлонов (3785 л) отклоняющей жидкости.

11. Способ по п.9 или 10, отличающийся тем, что агент для модификации вязкости представляет собой один или более из следующих агентов: гидролизат привитого полимера крахмала и акрилонитрила, карбоксиметилцеллюлоза, ксантан, диутан, сульфонированный полистирол, гидролизованный полиакриламид, поливиниловый спирт, полиэтиленоксид, поливинилпирролидон или конжаковый глюкоманнан.

12. Способ по п.9 или 10, отличающийся тем, что агент для модификации вязкости представляет собой сшивающий агент, содержащий Zr, Cr, Ti или Al, или комбинацию, содержащую по меньшей мере один из них.

13. Способ обработки ствола скважины, включающий:

циркуляцию композиции, образующей фильтрационную корку, в стволе скважины, причем композиция, образующая фильтрационную корку, содержит сверхвпитывающий полимер и жидкость-носитель,

формирование фильтрационной корки на поверхности пласта для снижения или исключения утечки жидкости,

осуществление эксплуатации скважины,

разрушение сверхвпитывающего полимера и удаление фильтрационной корки.

14. Способ по п.13, отличающийся тем, что эксплуатация скважины представляет собой обработку с помощью гибких насосно-компрессорных труб.

15. Способ по п. 13 или 14, отличающийся тем, что эксплуатация ствола скважины включает гидравлический разрыв, кислотную обработку или ремонт скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для повышения эффективности разработки нефтяных низкопроницаемых залежей с применением повторного гидравлического разрыва пласта (ГРП) с изменением направления трещины ГРП.

Предложен способ обработки подземной формации, включающий создание трещины в подземной формации, введение заранее определенного количества расклинивающего наполнителя в обрабатывающую текучую среду и последующее введение закупоривающего агента в обрабатывающую текучую среду перед тем, как все заранее определенное количество расклинивающего наполнителя достигает трещины, сводя к минимуму чрезмерное вытеснение расклинивающего наполнителя из трещины.

Способ заканчивания скважины, включающий в себя устранение условия выпадения проппанта, которое возникло на интервале продуктивной зоны. Способ включает в себя создание скважины, и крепление по меньшей мере нижнего участка скважины эксплуатационной обсадной колонной, а также установку запорной арматуры в эксплуатационной обсадной колонне, при этом запорная арматура создает удаляемый барьер для потока текучей среды в стволе.

Изобретение относится к составам и способам, предназначенным для обработки подземной формации. Суспензия сшивающего агента для жидкости для обслуживания скважин включает эмульсию, содержащую жидкость на водной основе и масло, эмульгатор и борсодержащее соединение в количестве от приблизительно 10% до приблизительно 50%.

Раскрыты устройство хранения программы, способ и система для анализа и планирования специализированной операции импульсного разрыва, предназначенной для разрыва коллекторного пласта в стволе скважины.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для повторного гидравлического разрыва в многопластовой скважине. Описаны пакер на колонне насосно-компрессорных труб и закачиваемый в эту колонну отклоняющий материал, которые могут быть использованы для изоляции трещинного кластера в многозонной горизонтальной скважине, в котором ранее был проведен гидравлический разрыв пласта.

Группа изобретений относится к смазкам, применяемым в скважинных флюидах. Технический результат – улучшение смазывания металлических поверхностей с целью снижения трения, скручивающих и осевых нагрузок.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и касается способа подбора кислотного состава. Способ включает в себя отбор проб нефти до проведения обработки призабойной зоны кислотным составом, пробоподготовку, основанную на обезвоживании нефти способом центрифугирования, и приготовление раствора исходной нефти в толуоле.

Группа изобретений относится к способам выполнения стадий операции интенсификации для места расположения скважины, имеющего продуктивный пласт, расположенный в толще пород.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки неоднородной нефтяной залежи с наличием слабодренируемых участков. Способ включает выработку запасов нефти скважинами, проведение исследований скважин, проведение гидроразрыва пласта, применение внутрипластовой термохимической обработки с использованием гранулированного магния и соляной кислоты, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.

Изобретение относится к производству и использованию композиции поверхностно-активного вещества в способе третичной добычи нефти. Композиция поверхностно-активных веществ для повышения добычи нефти содержит катионно-неионное поверхностно-активное вещество - КПАВ и анионное поверхностно-активное вещество – АПАВ приведенных формул.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку углеводородного растворителя и пара для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод в режим закачки пара в нагнетательную скважину и отбора продукции в добывающей скважине.

Изобретение относится к способу добычи нефти, включающему в себя отделение метана и отделение сероводорода из кислого газа, содержащего метан и сероводород; получение монооксида углерода и водорода из по меньшей мере части отделенного метана; получение метанола из по меньшей мере части полученного монооксида углерода и по меньшей мере части полученного водорода; получение диметилсульфида из по меньшей мере части полученного метанола и по меньшей мере части отделенного сероводорода; получение композиции для извлечения нефти, которая содержит по меньшей мере 75 мол.% диметилсульфида, из по меньшей мере части полученного диметилсульфида; введение указанной композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт, содержащий нефть; контактирование указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте и после контактирования указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте добычу текучей среды из указанного нефтеносного пласта, при этом добываемая текучая среда содержит по меньшей мере часть нефти из нефтеносного пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором, а также нефтяных и газовых скважин, вскрывших пласты с аномально-низким или аномально-высоким пластовым давлением.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - повышение эффективности геолого-технических мероприятий по глушению нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в добывающие скважины либо для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.

Изобретение относится к композициям и жидкостям, используемым при обработке скважин гидравлическим разрывом. Гелевая композиция, содержащая акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый диальдегидом, полученная смешиванием акриламидного полимера или сополимера с диальдегидом в водном растворе при рН в диапазоне от приблизительно 9,0 до приблизительно 11, где акриламидный полимер или сополимер имеет заряд в пределах от приблизительно 15 до приблизительно 35 мол.%, а молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в пределах примерно больше, чем от приблизительно 1,1 до приблизительно 2,0.

Группа изобретений относится к обработке подземного пласта и, в том числе, его гидроразрыва, исключающей нарушение свойств пласта и предусматривающей использование потоков разбавленной жидкости и высоконагруженной жидкости.

Изобретение относится к производству и использованию композиции поверхностно-активного вещества в способе третичной добычи нефти. Композиция поверхностно-активных веществ для повышения добычи нефти содержит катионно-неионное поверхностно-активное вещество - КПАВ и анионное поверхностно-активное вещество – АПАВ приведенных формул.

Настоящее изобретение относится к применению сверхвпитывающих полимеров для регулирования давления и отклоняющих применений при обработке подземного пласта, в том числе гидравлическим разрывом. Способ гидравлического разрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включает обеспечение отклоняющей жидкости, содержащей жидкость-носитель, первый сверхвпитывающий полимер и второй сверхвпитывающий полимер, где второй сверхвпитывающий полимер имеет форму или композицию, или их комбинацию, отличную от аналогичных показателей первого сверхвпитывающего полимера, закачивание отклоняющей жидкости в подземный пласт и закачивание жидкости для гидроразрыва в пласт после закачивания отклоняющей жидкости, поток жидкости для гидроразрыва затруднен первым и вторым сверхвпитывающими полимерами, первый и второй сверхвпитывающие полимеры выбраны так, что отклоняющая жидкость, содержащая их, имеет улучшенную эффективность отклонения по сравнению с эталонной отклоняющей жидкостью, содержащей первый сверхвпитывающий полимер или второй сверхвпитывающий полимер. Способ гидравлического разрыва подземного пласта по другому варианту, включающий обеспечение отклоняющей жидкости, содержащей жидкость-носитель, сверхвпитывающий полимер и агент для модификации вязкости, эффективный для повышения вязкости отклоняющей жидкости при скорости сдвига 100 с-1, закачивание отклоняющей жидкости в подземный пласт, закачивание жидкости для гидроразрыва в пласт после закачивания отклоняющей жидкости, где поток жидкости для гидроразрыва затруднен сверхвпитывающим полимером и отклоняющая жидкость имеет улучшенную эффективность отклонения по сравнению с эталонной отклоняющей жидкостью, содержащей жидкость-носитель, сверхвпитывающий полимер, но не агент для модификации вязкости. Способ обработки ствола скважины, включающий циркуляцию композиции, образующей фильтрационную корку, в стволе скважины, где указанная композиция содержит сверхвпитывающий полимер и жидкость-носитель, формирование фильтрационной корки на поверхности пласта для снижения или исключения утечки жидкости, осуществление эксплуатации скважины, разрушение сверхвпитывающего полимера и удаление фильтрационной корки. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 3 н. и 12 з.п. ф-лы.

Наверх