Композиция текучей среды для стимуляции в области добычи нефти и газа

Настоящее изобретение относится к текучей среде носителя для гидроразрыва подземного пласта. Описана текучая среда для гидроразрыва, содержащая по меньшей мере одну текучую среду носителя для гидроразрыва, содержащую по меньшей мере одно соединение линейного или разветвленного гидрофторуглерода, имеющее температуру кипения при давлении 1 атм (101325 Па) от 0°C до 65°C, а также расклинивающие наполнители. Также описан способ для гидроразрыва подземного пласта. Технический результат: предложена эффективная жидкость для гидроразрыва пласта, которая не содержит воды и легко обрабатывается и хранится при температуре и давлении окружающей среды. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

 

[0001] Настоящее изобретение относится к обработке насыщенных флюидами пластов текучими средами для гидроразрыва.

[0002] Подземные флюиды промышленного значения обычно получаются из подземного пласта через скважину, проникающую через этот пласт. Флюиды, исходящие из подземных насыщенных флюидами пластов, могут представлять собой воду, которая используется, например, в качестве геотермического источника тепла, питьевой воды или источника солей. Флюиды, исходящие из подземных насыщенных флюидами пластов, также могут быть нефтью, или газом, или газом, конденсированным в его жидком состоянии во время его течения к поверхности, также называемым конденсатом.

[0003] К сожалению, подземные насыщенные флюидами пласты, и особенно многие насыщенные нефтью и газом подземные пласты, становятся все более тяжелыми для их эксплуатации с экономической точки зрения, и требуют использования специальных способов и оборудования для улучшения извлечения подземных флюидов через откачные скважины. Типичное повышение дебета скважин может быть получено путем обработки пласта для увеличения выхода подземных флюидов, таких как нефть и газ.

[0004] Обычно такое повышение дебета скважин достигается с помощью использования воды, которая вводится в другую скважину (скважины), проникающую через подземный пласт, называемую нагнетательной скважиной (скважинами) или инжектором (инжекторами), для того, чтобы поддерживать давление подземного пласта на достаточном уровне так, чтобы был получен экономически рентабельный поток из подземного пласта на поверхность через добывающую скважину (скважины). Однако повышение производительности может становиться неустойчивым с течением времени из-за закупорки, которая может происходить внутри пор подземного пласта около добывающей скважины или около нагнетательной скважины.

[0005] Кроме нефтяных и газовых скважин, которые теряют способность к экономически рентабельному производству и требуют стимуляции производства путем обработки пласта для увеличения выхода нефти и/или газа, существуют также подземные пласты, которые не могут производить углеводороды после бурения скважины и ее проникновения через подземный пласт. Одной из причин этого является то, что они естественным образом имеют очень низкую проницаемость, как, например, пласты, связанные со сланцевой нефтью, сланцевым газом, трудноизвлекаемой нефтью, трудноизвлекаемым газом и метаном угольных пластов, которая препятствует потоку флюидов.

[0006] Даже для подземных пластов, которые уже производят флюиды в экономически рентабельных условиях, может быть желательно еще больше увеличить их уровни производства.

[0007] Обычным и известным способом стимуляции является гидроразрыв. Традиционно выполнение такой обработки содержит впрыскивание жидкой суспензии, текучей среды для гидроразрыва, в ствол скважины и обратно в подземный пласт до степени, необходимой для улучшения проницаемости породы для флюидов, обычно потому, что количество и/или размер проходов или трещин в пласте увеличивается. Текучая среда для гидроразрыва обычно содержит текучую среду носителя для гидроразрыва и твердые частицы.

[0008] Для того, чтобы создать трещины, текучая среда для гидроразрыва вводится под высоким давлением, и в этом случае необходимо насосное оборудование высокого давления. Обычно твердые частицы также вводятся с текучей средой для гидроразрыва для того, чтобы поддерживать трещины в открытом состоянии. Такие твердые частицы, также известные как расклинивающие материалы или «расклинивающие наполнители», диспергируются в текучую среду носителя для гидроразрыва, а затем транспортируются вниз к трещинам во время операции закачки под высоким давлением.

[0009] Такое введение продолжается до тех пор, пока не будет получена трещина с достаточными размерами для того, чтобы обеспечить хорошее и правильное размещение расклинивающих материалов. Как только расклинивающие наполнители окажутся на месте, закачанной текучей среде дают протечь в пласт до тех пор, пока трещина не станет в достаточной степени узкой, чтобы удержать расклинивающие наполнители на месте. Давление устьевого отверстия скважины тогда понижается, и текучая среда выкачивается обратно.

[0010] Расклинивающие наполнители обычно представляют собой гранулированные материалы, как правило песок. Другие обычно используемые расклинивающие наполнители включают в себя покрытый смолой песок, расклинивающую керамику промежуточной прочности, а также высокопрочные расклинивающие наполнители, такие как спеченный боксит и оксид циркония. Многочисленные, но менее обычные расклинивающие наполнители включают в себя пластмассовые таблетки, стальную дробь, стеклянную дробь, высокопрочную стеклянную дробь, алюминиевые таблетки, закругленные скорлупки и т.п.

[0011] Для того, чтобы обработка была успешной, текучая среда для гидроразрыва, обычно нефть или вода в жидкой фазе, обычно должна быть удалена из скважины для того, чтобы избежать забивки углеводородами подземного насыщенного углеводородами пласта. Во многих случаях это представляет собой трудную проблему, которая подразумевает значительные затраты времени и денег. Современные способы обработки скважин обычно требуют использования больших объемов текучей среды для гидроразрыва.

[0012] Например, во время обработки гидроразрывом скважины, особенно горизонтальные скважины, обычно требуют целых 20000 тонн водной текучей среды для гидроразрыва. Прежде чем добыча из пласта сможет быть возобновлена, существенная часть, если не вся, водной текучей среды для гидроразрыва должна быть удалена из пласта. Это требует значительных расходов времени и затрат на откачку.

[0013] В настоящее время, самые успешные способы гидроразрыва используют воду в качестве текучей среды носителя, и более точно либо воду с увеличенной вязкостью, либо воду с небольшой добавкой несшитого полимера. Благодаря более высокой стоимости нефти по сравнению со стоимостью воды в качестве текучей среды носителя для гидроразрыва, нефтяной гидроразрыв ограничивается только теми подземными пластами, которые чувствительны к воде. Действительно, некоторые пласты содержат особые глины, которые набухают при контакте с водой, ухудшая проницаемость даже при наличии трещин. Однако нефть обычно содержит органические загрязняющие вещества, такие как бензол, который является канцерогенным, толуол, который наносит серьезный ущерб здоровью при длительном вдыхании, этилбензол и ксилол, которые растворяются в воде в подземном пласте с риском выхода на поверхность. Бензол, толуол, этилбензол и ксилол, также называемые BTEX, включены в список Агентства по охране окружающей среды (EPA) в Акте о чистоте воздуха 1990 г. как некоторые из 188 опасных загрязнителей воздуха.

[0014] Кроме того, некоторые районы, где используется стимуляция, имеют серьезные ограничения на возможность использования воды, например штат Техас в США. В других районах находятся сельскохозяйственные земли или места проживания людей, что делает необходимым высокое качество обработки оборотных вод, выкачиваемых обратно на поверхность после выполнения операций гидроразрыва и перед тем, как эти воды будут сброшены в окружающую среду.

[0015] Компания Dow Chemicals предложила в 1966 г. (см., например, патентный документ US 3368627) способ гидроразрыва, который использует комбинацию углеводородов C2-C6 и двуокиси углерода в качестве текучей среды для гидроразрыва. Эта смесь разработана так, чтобы получить достаточно высокую критическую температуру или достаточно низкое критическое давление для того, чтобы она оставалась жидкой при температуре и давлении, существующих во время ее введения в скважину, но также достаточно низкую критическую температуру или достаточно высокое критическое давление для того, чтобы существенная часть такой закачиваемой текучей среды превращалась в газ при сбросе давления, прикладываемого к этой жидкости во время ее введения.

[0016] Действительно, критическая температура и давление являются важными параметрами текучей среды для гидроразрыва, способной находиться в состоянии газа. Ниже критической температуры текучая среда может существовать в виде твердого тела и/или жидкости и/или газа в зависимости от давления и температуры. Выше критической температуры текучая среда может существовать в виде газа и/или надкритической текучей среды в зависимости от давления и температуры. Если температура пласта будет более высокой, чем критическая температура текучей среды для гидроразрыва, то жидкая текучая среда для гидроразрыва будет подвергаться при нагревании фазовому переходу в надкритическую текучую среду во время введения. Надкритическая текучая среда имеет плотность и вязкость выше, чем у газа при той же самой температуре, и ниже, чем у жидкости при том же самом давлении. Таким образом, трение расклинивающих наполнителей и текучей среды носителя является более низким, когда текучая среда носителя находится в надкритическом состоянии, чем тогда, когда она находится в жидком состоянии. Таким образом, оседание благодаря силе тяжести расклинивающих наполнителей, которые имеют более высокую плотность, чем текучая среда носителя, является более высоким в горизонтальных частях поверхностного оборудования, скважин и трещин, когда текучая среда носителя для гидроразрыва находится в надкритическом состоянии. Оседание расклинивающих наполнителей характеризуется скоростью оседания частиц расклинивающего наполнителя. Предотвращение оседания, или по меньшей мере уменьшение оседания является важным для того, чтобы максимизировать эффективность транспортировки, которая может замедляться трением частиц расклинивающего наполнителя с поверхностью трубопроводного оборудования и стенок трещины. Следовательно минимизация или предотвращение оседания в оборудовании и трещинах увеличивает вероятность того, что расклинивающие наполнители достигнут трещин, и ограничивает накопление расклинивающих наполнителей в горизонтальных частях оборудования и трещин. Следовательно, эффективность транспортировки расклинивающего наполнителя является более низкой, когда скорость оседания является более высокой, и это, например, имеет место тогда, когда текучая среда носителя для гидроразрыва находится в надкритическом состоянии, а не в жидком состоянии.

[0017] Этот патент US 3368627 предлагает решение для того, чтобы избежать использования воды и уменьшать количество энергии, необходимой для откачки жидкости для гидроразрыва обратно на поверхность. Однако этот способ использует две текучих среды, в газовой фазе при окружающем давлении и температуре, которые должны быть сжаты для того, чтобы получить из них жидкость, что увеличивает количество оборудования. К тому же диоксид углерода является трудносжимаемым вследствие его критической точки: высокое критическое давление (7,3 МПа) и низкая критическая температура (31°C) заставляют сжимать газ при давлении выше 7,3 МПа и/или охлаждать его до температур ниже 31°C для того, чтобы превратить его в жидкость.

[0018] Были предприняты попытки упростить этот способ и использовать только одну текучую среду носителя, отличающуюся от воды, для суспендирования расклинивающих наполнителей. В публикации «Oil and Gas Journal», July 5, 1971, page 60 описывается загущенный сжиженный газ, полезный для гидроразрыва газовых скважин. Загущенный сжиженный газ содержит диоксид углерода, сжиженный нефтяной газ, гелеобразующий материал и расклинивающие наполнители. Повышение вязкости текучей среды носителя, или ее загущение, полезно для обеспечения более эффективной транспортировки расклинивающих наполнителей за счет увеличения трения между ними и текучей средой носителя. Таким образом оседание благодаря действию силы тяжести расклинивающих наполнителей, которые имеют более высокую плотность, чем текучая среда носителя, ограничивается в горизонтальных частях поверхностного оборудования, скважин и трещин.

[0019] Патент US 3846310 раскрывает использование смеси первого алкоксида металла группы IA и второго алкоксида элемента группы IIIA в качестве загущающего средства для углеводородной текучей среды носителя, такой как, например, сжиженный нефтяной газ гептан. В присутствии воды загущающее средство, как говорится, входит в водную фазу, уменьшая таким образом вязкость углеводорода. При обработке газового или конденсатного пласта предпочтительно, чтобы жидкий углеводород был летучим в пластовых условиях. Во время операций по введению жидкий углеводород находится под давлением и сохраняет свое жидкое состояние. Когда приложенное давление уменьшается, жидкость преобразуется в очень подвижный пар из-за его летучести в пластовых условиях, способствуя тем самым быстрой очистке скважины. В тех местах, где вода в подземном пласте отсутствует, загущающее средство, которое не испаряется, будет оставаться в подземном пласте, приводя к образованию отложений, блокирующих трещины и уменьшающих поток углеводородов, изначально присутствующих в подземном пласте. Это ограничение также справедливо и для публикации «Oil and Gas Journal», July 5, 1971, page 60.

[0020] Другим недостатком патента US 3846310 является использование гептана. При давлении в 1 атмосферу (101,325 кПа) этот алкан имеет температуру кипения 98°C, в то время как температура кипения толуола составляет 111°C. Поскольку эти температуры кипения являются близкими друг к другу (с разницей меньше чем 20°C), необходимо дорогое оборудование для разделения этих двух соединений с тем, чтобы избежать загрязнения гептана толуолом.

[0021] Более свежий патент US 2011284230 предлагает способ обработки подземных пластов, содержащий введение углеводородной жидкости для гидроразрыва, содержащей сжиженный нефтяной газ, в подземный пласт, повышение давления углеводородной жидкости для гидроразрыва выше пластового давления и запирание углеводородной жидкости для гидроразрыва в подземном пласте на период по меньшей мере 4 час. Также в этом патенте говорится, что углеводородная жидкость для гидроразрыва, произведенная с помощью вышеупомянутых способов, может содержать по меньшей мере одно загущающее средство, и что это загущающее средство может быть любым подходящим загущающим средством для загущения сжиженного нефтяного газа (LPG), включая этан, пропан, бутан, пентан или смеси этана, пропана, бутана и пентана.

[0022] Однако, когда используется загущающее средство, проблемой является образование отложений при уменьшении давления. Если давление уменьшается недостаточно для того, чтобы вызвать испарение углеводородов жидкости для гидроразрыва, появляется риск, когда упомянутая жидкость для гидроразрыва выкачивается обратно на поверхность. Это будет трудным из-за высокой вязкости загущенной жидкости для гидроразрыва. В таких случаях могут использоваться деструкторы геля для того, чтобы уменьшить вязкость. При этом возникают сложности с управлением дозировкой и отсроченным временем действия деструктора на загущающее средство.

[0023] Когда загущающее средство не используется, тогда вязкость LPG, включающего в себя этан, пропан, бутан, пентан или смеси этана, пропана, бутана и пентана, является очень низкой, и эффективность транспортировки расклинивающего наполнителя является низкой.

[0024] Компания ECorp Stimulation Technologies (см. http://www.ecorpintl.com/) поддерживает использование пропана в качестве жидкости для гидроразрыва без загущающего средства. Пропан в жидкой форме вводится с песком или керамикой. Сообщается, что почти весь введенный пропан (от 95% до 100%) вытекает назад в форме газа благодаря естественному явлению перепада давления между подземным пластом и поверхностью. Также сообщается, что извлеченный пропан повторно используется для операций по стимулированию, или повторно вводится в трубопроводы с остальной частью извлеченного газа. Эта технология, к сожалению, имеет низкую производительность для транспортировки расклинивающих наполнителей.

[0025] Компания ECorp Stimulation Technologies также поддерживает использование фторированного производного пропана, а именно 1,1,1,2,3,3,3-гептафторпропана. Эта молекула также известна как хладагент под кодовым названием R-227ea в соответствии со стандартом 34 2010a и 2010b Американского общества инженеров в области нагрева, охлаждения и кондиционирования воздуха (ASHRAE). R-227ea рекламируется как текучая среда для стимуляции, полностью устраняющая риск, связанный с воспламеняемостью обычного пропана. Сообщается, что никакой воды и химических добавок не используется с гептафторпропаном, и что в отличие от обычного пропана гептафторпропан регенерируется в газообразной форме для немедленного или будущего повторного использования. Сообщается, что R-227ea является легко отделяемым от компонентов природного газа, извлеченного из скважины, в частности пропана и бутана.

[0026] Хотя эта технология обеспечивает возможности рециркуляции и лучшую эффективность транспортировки расклинивающего наполнителя, чем жидкий пропан, ее эффективность транспортировки расклинивающего наполнителя является более низкой, чем у воды, за исключением диапазона между 35°C и 60°C, где она является эквивалентной вследствие точности вычислений, как будет проиллюстрировано далее. В частности, будет проиллюстрировано, что R-227ea имеет по сравнению с водой более низкую эффективность транспортировки расклинивающих наполнителей при температуре выше 60°C, которая является обычной во всех сланцевых пластах.

[0027] Высокая летучесть R-227ea также является недостатком, когда жидкость для гидроразрыва готовится и вводится при относительно высокой температуре окружающей среды, например приблизительно 40°C и выше, как это может происходить в жарких районах, таких как Техас. Смесители используются для того, чтобы смешивать расклинивающие наполнители с текучей средой жидкости носителя. Температура расклинивающих наполнителей, удерживаемых в смесителях в месте расположения скважины для использования в качестве расклинивающего наполнителя в операции по гидроразрыву, может достигать 65°C благодаря воздействию солнечных лучей. Когда расклинивающие наполнители и текучая среда жидкости носителя смешиваются, часть жидкой текучей среды носителя может изменять свою фазу, приводя к более низкому объему жидкости. Для того, чтобы избежать этого, необходимо удерживать температуру жидкости для гидроразрыва, увеличивая давление в смесителе или охлаждая его, что увеличивает затраты.

[0028] Более того, для разделения с бутаном необходимо использовать 2 стадии: сначала конденсацию бутана, который является менее летучим (точка кипения при давлении 1 атм (101325 Па), которая является нормальной точкой кипения или NBP, составляет для н-бутана 0°C, тогда как NBP для R-227ea составляет -16°С), а затем конденсацию R-227ea, который находится в газовой фазе после первой конденсации.

[0029] Патентная заявка US 2014/0251623 раскрывает использование сред, которые могут включать в себя, незагущенные жидкие алканы, галоидированные углеводороды, вспененные углеводороды, пропиленкарбонат и псевдоожиженный твердый расклинивающий материал для выполнения операций по гидроразрыву. Цель состоит в том, чтобы предложить среды, имеющие уменьшенную воспламеняемость по сравнению с известными используемыми алканами. Предложенные среды включают в себя некоторые конкретные галоидированные углеводороды. Однако эти галоидированные углеводороды находятся в газовом состоянии при температуре и давлении окружающей среды, так что их достаточно трудно обрабатывать и хранить при этих условиях, с высокими рисками утечки.

[0030] Следовательно, все еще существует потребность в жидкостях для гидроразрыва, которые не содержали бы воды, и при этом были бы по меньшей мере столь же эффективными или более эффективными, чем жидкости для гидроразрыва на основе воды. Также все еще существует потребность в жидкостях для гидроразрыва, которые не содержали бы воды, и которые могли бы легко обрабатываться и храниться при температуре и давлении окружающей среды. Также все еще существует потребность в жидкостях для гидроразрыва, которые не содержали бы воды и канцерогенных продуктов, и которые было бы легко использовать повторно в качестве жидкостей для гидроразрыва без загрязнения бензолом, толуолом, этилбензолом и ксилолом.

[0031] Несмотря на непрерывные исследования, начиная с 1966 г., все еще существует потребность в альтернативных и/или улучшенных текучих средах носителя для гидроразрыва, которые позволяли бы уменьшить недостатки текучих сред носителя для гидроразрыва предшествующего уровня техники.

[0032] Авторы настоящего изобретения обнаружили, что вышеупомянутые цели достигаются полностью или по меньшей мере частично с помощью текучих сред носителя для гидроразрыва по настоящему изобретению, которые подробно описываются ниже.

[0033] По сути цель настоящего изобретения состоит в том, чтобы предложить текучую среду носителя для гидроразрыва, имеющую одну или более, и предпочтительно все следующие особенности:

- эта текучая среда носителя для гидроразрыва не является водной, то есть целенаправленно вода не добавляется,

- эта текучая среда носителя для гидроразрыва имеет низкую токсичность по сравнению с нефтью и в более общем смысле имеет низкое воздействие на окружающую среду,

- эта текучая среда носителя для гидроразрыва легко преобразуется в жидкость или газ и обратно при изменении температуры и/или давления,

- эта текучая среда носителя для гидроразрыва обеспечивает скорость оседания, равную или ниже, чем у известных текучих сред носителя для гидроразрыва, в самом широком возможном диапазоне температур, например от 20°C до 200°C, предпочтительно от 70°C до 190°C, для данного размера и характера расклинивающего наполнителя,

- эта текучая среда носителя для гидроразрыва обеспечивает скорость оседания, равную или ниже, чем у воды, в самом широком возможном диапазоне температур, например от 20°C до 200°C, предпочтительно от 30°C до 190°C, более предпочтительно от 30°C до 140°C, для данного размера и характера расклинивающего наполнителя,

- эта текучая среда носителя для гидроразрыва является легко отделяемой/восстанавливаемой из выкачиваемой обратно текучей среды (например, содержащей природный газ, конденсат или нефть, …),

- и эта текучая среда носителя для гидроразрыва легко преобразуется обратно в жидкое состояние.

[0034] В последующем описании настоящего изобретения будут использоваться следующие определения и способы:

- воздействие растворителей на окружающую среду измеряется с помощью потенциала парникового эффекта (GWP) относительно диоксида углерода для 100-летней интеграции, а также с помощью потенциала озонного истощения (ODP). Для R-227ea GWP равен 3220, а ODP равен 0. Для пропана GWP равен 20, а ODP равен 0.

- нормальная точка кипения (или NBP) является точкой кипения при давлении 1 атм (101325 Па);

- эффективность транспортировки расклинивающего наполнителя оценивается с помощью скорости оседания одиночной сферической твердой частицы (расклинивающего наполнителя) в текучей среде носителя благодаря силе тяжести при данной температуре, соответствующей температуре подземного углеводородного пласта; чем ниже скорость оседания, тем больше времени требуется частицам расклинивающего наполнителя для оседания.

[0035] В первом аспекте настоящее изобретение относится к текучей среде носителя для гидроразрыва подземного пласта, содержащей по меньшей мере одно соединение линейного или разветвленного гидрофторуглерода, имеющего точку кипения от 0°C до 65°C.

[0036] В настоящем изобретении «гидрофторуглерод» означает соединение, содержащее атомы углерода, водорода, фтора и опционально хлора. Выбор подходящей текучей среды носителя для гидроразрыва зависит от значений нормальных точек кипения извлекаемых углеводородов: в соответствии с одним предпочтительным вариантом осуществления нормальная точка кипения подходящей текучей среды носителя для гидроразрыва отличается по меньшей мере на 10°C, предпочтительно на 20°C, и более предпочтительно на 25°C в сторону увеличения или уменьшения от нормальной точки кипения извлекаемого газообразного углеводорода, который имеет самую высокую (соответственно самую низкую) нормальную точку кипения среди смеси извлекаемых газообразных углеводородов. Это делает более легким восстановление текучей среды носителя для гидроразрыва, например с помощью дистилляции.

[0037] В соответствии с одним предпочтительным вариантом осуществления нормальная точка кипения текучей среды носителя для гидроразрыва составляет по меньшей мере на 10°C, предпочтительно на 20°C, и более предпочтительно на 25°C больше, чем нормальная точка кипения извлекаемого газообразного углеводорода, который имеет самую высокую нормальную точку кипения среди смеси извлекаемых углеводородов, например, выше 0°C для бутана.

[0038] Среди этих подходящих текучих сред носителя для гидроразрыва предпочтительными являются те, которые имеют высокую нормальную точку кипения, предпочтительно выше чем 0°C, более предпочтительно выше чем 10°C, более предпочтительно выше чем 20°C. Наиболее предпочтительными текучими средами носителя для гидроразрыва являются те, которые имеют нормальную точку кипения выше температуры окружающей среды, так, чтобы текучие среды носителя для гидроразрыва были жидкостью при температуре окружающей среды, и таким образом легко отделялись от других извлекаемых газообразных углеводородов при температуре и давлении окружающей среды. Другим преимуществом таких текучих сред носителя для гидроразрыва, которые являются жидкостью при температуре окружающей среды, является легкость их хранения и использования.

[0039] Эти вопросы, касающиеся легкости разделения и значений нормальной точки кипения, имеют важное значение, особенно учитывая установку разделения и дистилляции/конденсации. В частности, для разделения нефти, газа и конденсата, как было определено выше, используются сепараторы и дегидраторы, которые обычно работают при температуре от 100 до 150°C. Поэтому, а также в качестве еще одного предпочтительного варианта осуществления наиболее подходящие текучие среды носителя для гидроразрыва имеют NBP ниже 100°C для того, чтобы они легко отделялись от извлекаемых углеводородов (жидких или газообразных), а затем опять конденсировались в установках для обработки газа, содержащих сепараторы, компрессоры, теплообменники и т.п. То же самое касается разделения, дистилляции или конденсации при давлении выше атмосферного.

[0040] В качестве другого предпочтительного варианта осуществления текучие среды носителя для гидроразрыва в соответствии с настоящим изобретением имеют критическое давление (Pcritical) ниже чем 7 МПа, предпочтительно ниже чем 5 МПа, так, чтобы инструментальные средства компрессии, которые используются для транспортировки в газопроводы, могли также использоваться для конденсации текучих сред носителя для гидроразрыва.

[0041] В целях низкой токсичности после рециркуляции также желательно, чтобы NBP текучей среды носителя для гидроразрыва была далека от NBP бензола, толуола, этилбензола и ксилола, которые составляют соответственно 80°C, 111°C, 136°C и около 140°C. Следовательно, NBP ниже 60°C является предпочтительной в том случае, когда извлекаемые углеводороды содержат один или более компонентов, выбираемых из числа бензола, толуола, этилбензола и ксилола.

[0042] Следовательно, подходящая текучая среда носителя для гидроразрыва, кроме того, что ее NBP составляет от 0°C до 65°C, предпочтительно соответствует по меньшей мере одному и предпочтительно двум из следующих требований:

a) ее ODP составляет строго ниже 0,02, предпочтительно 0,01, и более предпочтительно равен 0; и

b) ее критическое давление равно или меньше чем 7 МПа, предпочтительно равно или меньше чем 5 МПа.

[0043] В соответствии с одним предпочтительным аспектом подходящая текучая среда носителя для гидроразрыва, используемая в настоящем изобретении, имеет NBP между 0°C и 65°C и критическое давление, равное или меньше чем 7 МПа, предпочтительно равное или меньше чем 5 МПа.

[0044] В соответствии с другим предпочтительным аспектом текучая среда носителя для гидроразрыва по настоящему изобретению имеет критическую температуру, равную или больше чем 110°C, и равную или ниже чем 200°C.

[0045] В соответствии с еще одним предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения по меньшей мере одно линейное или разветвленное соединение гидрофторуглерода имеет формулу (1):

CnHmFpXq (1)

в которой n, m, p и q соответственно представляют собой количество атомов углерода, атомов водорода, атомов фтора и атомов X, где n ≥ 3, m ≥ 0, p ≥ 1, q равно 0 или 1 или 2, а X означает атом галогена, отличающегося от фтора, и

в которой соединение формулы (1) имеет нормальную точку кипения (NBP) между 0°C и 65°C, предпочтительно между 5°C и 60°C, и более предпочтительно между 10°C и 55°C.

[0046] Подразумевается, что когда q равно 2, атомы X могут быть одинаковыми или отличающимися. Предпочтительно q равно 0 или 1. Также подразумевается, что сумма (m+p+q) равна или меньше чем 2n+2, где n, m, p и q соответственно представляют собой количество атомов углерода, атомов водорода, атомов фтора и атомов X в соединении формулы (1).

[0047] Предпочтительно X представляет собой хлор, бром или йод, более предпочтительно хлор или бром, и еще более предпочтительно хлор.

[0048] В соответствии с одним предпочтительным вариантом осуществления n равно 3 или 4 или 5, предпочтительно 3 или 4. В соответствии с другим предпочтительным вариантом осуществления, m удовлетворяет условию 0 ≤ m ≤ 11. В соответствии с еще одним вариантом осуществления p удовлетворяет условию 1 ≤ p ≤ 12.

[0049] Атомы углерода в соединении формулы (1) могут быть организованы в линейную или разветвленную цепь. Предпочтительно соединение формулы (1) имеет 0 или 1 двойную связь углерод-углерод. Предпочтительно соединение формулы (1) имеет 1 двойную связь углерод-углерод, когда q равно 2.

[0050] В соответствии с одним особенно предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения соединение формулы (1) имеет критическую температуру, равную или больше чем 110°C, и равную или меньше чем 200°C, предпочтительно равную или больше чем 130°C, и равную или меньше чем 200°C.

[0051] В соответствии с одним особенно предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения соединение формулы (1) имеет вид CnHmFpXq, где n равно 3 или 4, 0 ≤ m ≤ 7, 3 ≤ p ≤ 9, и q равно 0 или 1. Также предпочтительными являются соединения формулы (1), в которых каждый из атомов углерода имеет по меньшей мере один атом фтора.

[0052] Неограничивающие примеры соединений формулы (1), которые являются полезными в настоящем изобретении, включают в себя 1,1,1,3-тетрафторпропан, 1,1,2,2,3-пентафторпропан, 1,1,1,3,3-пентафторпропан, 1,1,1,2,3,3-гексафторпропан, 1,3-дифторпропан, 1-хлор-3,3,3-трифторпропен, 1,1,3,3-тетрафторпропан, 1,2,2,3-тетрафторпропан, 1,1,1,2,2,4,4,4-октафторбутан, 1,1,1,2,2,3,3,4-октафторбутан, 1,1,1,2,2,3,3,4,4-нонафторбутан, а также смеси двух или более из них в любых соотношениях.

[0053] Термодинамические свойства соединений формулы (1), определенные выше для их критической температуры и NBP, обеспечивают легкое обращение с текучей средой носителя для гидроразрыва, а также легкое отделение текучей среды носителя для гидроразрыва от извлекаемых углеводородов. Кроме того, неожиданно было обнаружено, что текучие среды носителя для гидроразрыва, содержащие по меньшей мере одно фторированное соединение вышеприведенной формулы (1) с вышеупомянутыми термодинамическими характеристиками, обеспечивающими легкое обращение и использованию, дают скорость оседания расклинивающего наполнителя в текучей среде носителя для гидроразрыва, которая равна или ниже, чем у известных текучих сред носителя для гидроразрыва, и насколько это возможно близка или предпочтительно ниже, чем скорость оседания в воде, в широком диапазоне температур подземного пласта, предпочтительно от 20°C до 200°C.

[0054] В соответствии с другим предпочтительным вариантом осуществления текучая среда носителя для гидроразрыва по настоящему изобретению имеет критическое давление ниже чем 70 бар (7 МПа), предпочтительно ниже чем 50 бар (5 МПа), тогда как диоксид углерода (CO2) имеет критическое давление 73 бар (7,3 МПа). Следовательно, другим преимуществом текучей среды по настоящему изобретению является то, что она представляет собой жидкость при более низком значении давления, другими словами, более низкого давления достаточно для того, чтобы получить жидкую текучую среду для гидроразрыва.

[0055] Кроме того, использование соединений формулы (1) дает много преимуществ, особенно по сравнению с использованием воды в качестве текучей среды носителя для гидроразрыва. Среди этих преимуществ можно указать следующие: слабую или нулевую растворимость минеральных солей, присутствующих в подземных пластах, и поэтому более дешевый и более легкий процесс рециркуляции текучей среды носителя для гидроразрыва, более низкое воздействие на целостность подземного пласта (например минимизированное набухание или отсутствие набухания подземного пласта) и т.п.

[0056] В соответствии с одним предпочтительным вариантом осуществления текучая среда носителя для гидроразрыва по настоящему изобретению не содержит токсичных и экологически вредных ароматических соединений, таких как бензол, толуол, этилбензол и ксилол, в противоположность известным жидкостям для гидроразрыва на основе нефти, которые все еще могут использоваться.

[0057] Текучая среда носителя для гидроразрыва может также содержать одну или более добавок, известных специалистам в данной области техники. Примеры таких добавок включают в себя, не ограничиваясь этим, биоциды, ингибиторы коррозии, поверхностно-активные вещества (например фтористые поверхностно-активные вещества), ингибиторы образования отложений, пеногасители, модификаторы реологии (например усилители вязкости, вещества, снижающие сопротивление течению, …) и т.п., а также смеси двух или более из них в любых соотношениях.

[0058] Например, вещества, снижающие сопротивление течению, используются для того, чтобы уменьшить трение и обеспечить увеличение объемной скорости потока при постоянном накачивании, биоциды используются для предохранения вещества, снижающего сопротивление течению, от биодеградации, ингибиторы коррозии используются для того, чтобы защитить оборудование от коррозии, поверхностно-активные вещества используются для того, чтобы увеличить смачивание текучей среды для гидроразрыва на поверхностях оборудования и/или помочь ее вспениванию, и ингибиторы образования отложений используются для того, чтобы избежать образования отложений из пластовых вод.

[0059] В соответствии с другим аспектом настоящее изобретение относится к текучей среде для гидроразрыва, содержащей по меньшей мере одну определенную выше текучую среду носителя для гидроразрыва, а также расклинивающие наполнители. Расклинивающие наполнители, которые могут использоваться в текучей среде для гидроразрыва по настоящему изобретению, могут быть любым видом расклинивающих наполнителей, известных специалистам в данной области техники, и обычно имеют форму гранулированных материалов. Обычно расклинивающие наполнители включают в себя песок, покрытый смолой песок, керамические расклинивающие наполнители промежуточной прочности, высокопрочные расклинивающие наполнители, такие как спеченный боксит и оксид циркония, пластмассовые таблетки, стальную дробь, стеклянную дробь, высокопрочную стеклянную дробь, алюминиевые таблетки, округлые скорлупки и т.п.

[0060] Расклинивающие наполнители, которые могут использоваться, могут иметь все размеры, известные в данной области техники, от 12 до 100 по американской шкале размера частиц, предпочтительно от 20 до 100 по американской шкале размера частиц. Самые большие расклинивающие наполнители обычно просеиваются с помощью сит с размером 20 и 40 по американской шкале размера частиц, то есть они проходят через сито с размером ячейки 850 мкм и не проходят через сито с размером ячейки 425 мкм. Такие расклинивающие наполнители особенно подходят для использования в воде с небольшой добавкой несшитого полимера.

[0061] Концентрация расклинивающего наполнителя обычно составляет от 20 г до 600 г на литр текучей среды носителя для гидроразрыва, более предпочтительно от 25 до 250 г на литр текучей среды носителя для гидроразрыва.

[0062] В соответствии с одним дополнительным аспектом настоящее изобретение относится к способу гидроразрыва подземного пласта, использующему текучую среду для гидроразрыва, определенную выше в настоящем документе. Способ гидроразрыва по настоящему изобретению содержит по меньшей мере следующие стадии:

a) обеспечение текучей среды носителя для гидроразрыва, содержащей по меньшей мере одно соединение определенной выше формулы (1), с дополнительным сжатием и/или охлаждением так, чтобы текучая среда носителя для гидроразрыва находилась в форме жидкости;

b) приготовление текучей среды для гидроразрыва путем смешивания жидкой текучей среды носителя для гидроразрыва, полученной на стадии a), с расклинивающими наполнителями в резервуаре для того, чтобы получить жидкую текучую среду для гидроразрыва; и

c) введение упомянутой жидкой текучей среды для гидроразрыва, полученной на стадии b) (то есть жидкой дисперсии), в подземный пласт при давлении, достаточном для того, чтобы создать в нем одну или несколько трещин.

[0063] Сжатие на стадии a) может быть реализовано с помощью любого способа, известного специалисту в данной области техники, например с помощью насос, до давления выше равновесного давления газ-жидкость. Охлаждение на стадии a) может быть реализовано с помощью любого способа, известного специалисту в данной области техники, например с помощью теплообменника, до температуры ниже равновесной температуры газ-жидкость.

[0064] Перед стадией a) способа в соответствии с настоящим изобретением подземный пласт может быть предварительно обработан путем введения в него текучей среды носителя для гидроразрыва по настоящему изобретению в виде жидкости без расклинивающих наполнителей, и/или путем введения в него жидкой воды и/или жидких углеводородов и/или пены, состоящей из воды или углеводородов, смешанных с газом. В соответствии с другой альтернативой пласт может быть промыт после стадии c) путем введения в него текучей среды носителя для гидроразрыва по настоящему изобретению без расклинивающих наполнителей или жидкой воды или жидких углеводородов или в конце концов пены, состоящей из воды или углеводородов, смешанных с газом.

[0065] Способ по настоящему изобретению может предваряться и/или комбинироваться и/или сопровождаться одним или более известными способами гидроразрыва, которые используют воду с небольшой добавкой несшитого полимера, загущенную воду, углеводороды, загущенные углеводороды, вспененные текучие среды и т.п.

[0066] Способ по настоящему изобретению также содержит рециркуляцию любой текучей среды для гидроразрыва, или текучей среды для предварительной обработки или промывочной текучей среды, которая не содержит расклинивающего наполнителя, или по меньшей мере содержит лишь небольшое количество расклинивающего наполнителя (наполнителей). Эта рециркуляция текучей среды носителя для гидроразрыва по настоящему изобретению, после ее использования в качестве текучей среды для гидроразрыва, или текучей среды для предварительной обработки, или промывочной текучей среды для операции гидроразрыва, содержит по меньшей мере следующие стадии:

- восстановление с помощью откачки и/или декомпрессии (например, возврата к нормальному давлению) по меньшей мере части текучей среды и части углеводородов, изначально присутствующих в пласте, причем эта текучая среда является текучей средой носителя для гидроразрыва, из углеводородного резервуара для производства восстановленной текучей среды; и

- отделение от восстановленной текучей среды текучей среды носителя для гидроразрыва для того, чтобы получить газ или жидкость, по отдельности или с примесью углеводородов, с помощью любой методики, известной в данной области техники, включая, например, один или несколько сепараторов, один или несколько дегидраторов, вариации температуры, давления и времени, и т.п.

[0067] Как было описано выше, текучая среда носителя для гидроразрыва для использования в настоящем изобретении обеспечивает уменьшенную скорость оседания частиц диспергированного в ней расклинивающего наполнителя.

[0068] Теоретическая скорость оседания (vl) одиночной гладкой сферической частицы при данной равновесной температуре и равновесном давлении в текучей среде вычисляется с использованием следующего эмпирического уравнения (1) (Fergusson and Church, «Journal of Sedimentary Research», Vol. 74, N6, November 2004, p. 933-937), соответствующего максимальной скорости, или окончательной скорости, или предельной скорости:

(1)

где

что при подстановке в уравнение (1) значения R в соответствии с уравнением (2) приводит к следующему уравнению, позволяющему вычислить скорость оседания «vl», выражаемую в м⋅с-1:

где «νfluid» представляет собой кинематическую вязкость текучей среды носителя, выражаемую как отношение «ηfluidfluid», «ηfluid» представляет собой динамическую вязкость текучей среды носителя в Па⋅с, «g» представляет собой постоянное ускорение силы тяжести (9,81 м⋅с-2), «d» представляет собой диаметр частицы в метрах, «ρfluid» представляет собой плотность текучей среды носителя, выраженную в кг⋅м-3, и «Δρ» представляет собой разность плотности между частицей и текучей средой носителя в жидкой фазе, выраженную в кг⋅м-3.

[0069] В следующих вычислениях плотность частицы устанавливается равной плотности кварца, которая составляет 2650 кг⋅м-3, потому что кварцевый песок часто используется в качестве расклинивающего наполнителя. Например, гладкая частица с диаметром 425 мкм и плотностью 2650 кг⋅м-3 имеет скорость оседания в текучей среде носителя для гидроразрыва по настоящему изобретению ниже чем в воде в диапазоне температур 65°C - 75°C или больше. Та же самая гладкая частица во фторированном углеводороде 1,1,1,2,3,3,3-гептафторпропан (R227ea) имеет более высокую скорость оседания, чем в воде, в диапазоне температур 10°C - 190°C.

[0070] Критическое давление и критическая температура текучей среды измеряются следующим образом: принцип измерения основывается на изменении теплоемкости во время изменения фазы или состояния при нагревании со скоростью 0,2°C в минуту. Закрытая тестовая ячейка заполняется образцом текучей среды с массой приблизительно 1 г, а затем термически уравновешивается перед тем, как будет начато нагревание. Переход обнаруживается по потоку теплообмена тестовой ячейки, содержащей образец текучей среды, с использованием калориметра, что приводит к знанию критической температуры, определяемой по точке начала роста. Критическая температура графически определяется как температура, соответствующая пересечению наклонов до и после перехода на кривой теплового потока (точка начала роста).

[0071] Давление в ячейке непрерывно измеряется во время ее нагревания. Значение давления, достигнутого при температуре, соответствующей критической температуре, считывается напрямую, и с учетом экспериментальной коррекции влияния температуры на отклик датчика давления, которое измеряется путем калибровки, вычисляется критическое давление. Для определения критической температуры и критического давления, используется калориметр C80 производства компании Setaram. Точность определения критической температуры составляет 0,5°C, а критического давления - 0,4 бар (40 кПа).

[0072] Для измерения плотности жидкой фазы используется следующая процедура: 1) очистка и сушка емкости; 2) вакуумирование; 3) взвешивание емкости; 4) загрузка упомянутой емкости тестовой текучей средой; 5) повторное взвешивание упомянутой емкости для получения веса добавленной тестовой текучей среды; 6) уравновешивание температуры до тестовой; 7) запись объема жидкости; 8) вычисление плотности.

[0073] Способ вычисления плотности жидкости (в кг⋅м-3) воспроизводится ниже с определением переменных:

где

- Vtot (общий объем емкости) равен Vliq+Vvap, где Vliq представляет собой измеренный объем жидкости в емкости, а Vvap представляет собой объем газа в емкости,

- m (общая масса текучей среды, добавленной в емкость) равна mliq+mvap, где mliq - масса жидкости, а mvap - масса газа, и

- dvap представляет собой плотность газа при температуре T.

[0074] Плотность газа вычисляется с использованием закона идеального газа. Точность по температуре составляет 0,2°C. Точность по плотности жидкости составляет 0,1%.

[0075] Для того, чтобы получить значение динамической вязкости, измеренная кинематическая вязкость умножается на плотность жидкости. Кинематическая вязкость измеряется с использованием вискозиметров Кэннона-Фенске-Оствальда. Эти вискозиметры калибруются при каждой температуре с помощью текучих сред известной вязкости. Трубка Оствальда для определения вязкости состоит из U-образной стеклянной трубки, удерживаемой вертикально в ванне с контролируемой температурой. В одном плече U-образной стеклянной трубки находится вертикальный разрез точного узкого отверстия, называемого капилляром. Выше него находится шарообразный сосуд, другой шарообразный сосуд находится ниже в другом плече U-образной стеклянной трубки. При использовании жидкость втягивается в верхний сосуд всасыванием, а затем ей позволяют течь вниз через капилляр в нижний сосуд. Две отметки (одна выше и одна ниже нижнего сосуда) указывают известный объем. Время, требуемое для того, чтобы уровень жидкости прошел между этими отметками, является пропорциональным кинематической вязкости.

[0076] Хотя эти трубки снабжаются переводным коэффициентом, каждая трубка, используемая в описываемой программе измерения, калибровалась текучей средой с известными свойствами при каждой температуре. Измеряется время, которое требуется для того, чтобы тестовая жидкость протекла через капилляр с известным диаметром определенного фактора между двумя отмеченными точками. При умножении этого времени на коэффициент данного вискозиметра получается кинематическая вязкость. Вискозиметры погружались в ванну с постоянной температурой, контролируемой с точностью ± 0,2°C. Данные по вязкости, получаемые с использованием этой процедуры, имеют точность ± 2%.

[0077] Описанные выше способы вычисления и измерения позволяют оценить вязкость и плотность как функции температуры для текучих сред носителя для гидроразрыва предшествующего уровня техники, а затем наконец вычислить скорость оседания расклинивающего наполнителя в упомянутых текучих средах носителя для гидроразрыва предшествующего уровня техники.

[0078] Фиг. 1 показывает скорость оседания в различных текучих средах предшествующего уровня техники как функцию температуры. Принимая во внимание точность вычисления, частица с диаметром 425 мкм и плотностью 2650 кг⋅м-3 имеет скорость оседания в R-227ea, эквивалентную скорости оседания в воде в диапазоне температур 35°C-60°C, а вне этого диапазона скорость оседания является более высокой, чем в воде.

[0079] Соединения R1234yf и R1234ze(E), каждое из которых обладает 3 атомами углерода, 2 атомами водорода, 4 атомами фтора и 1 двойной связью углерод-углерод, дают скорость оседания всегда выше, чем в воде, и не являются частью настоящего изобретения. Фиг. 1 также показывает скорость оседания в текучей среде носителя для гидроразрыва в соответствии с настоящим изобретением, R-1233zd, которая равна скорости оседания в воде в более широком диапазоне температур. Соединение R-1233zd, которое обладает 3 атомами углерода, 2 атомами водорода, 3 атомами фтора, 1 атомом хлора и 1 двойной связью углерод-углерод, дает скорость оседания ниже, чем наблюдаемая в воде, в диапазоне температур 50°C-100°C. R-1233zd является частью настоящего изобретения.

[0080] Значения скорости оседания как функции температуры для различных текучих сред носителя для гидроразрыва в соответствии с настоящим изобретением, а также для воды, представлены на Фиг. 2.

[0081] Соединение R-245ca, которое обладает 3 атомами углерода, 3 атомами водорода и 5 атомами фтора, для частицы с диаметром 425 мкм и плотностью 2650 кг⋅м-3 имеет более низкую скорость оседания, чем в воде, в диапазоне температур 10°C-140°C. R-245ca является частью настоящего изобретения.

[0082] Соединение R-245fa, которое также обладает 3 атомами углерода, 3 атомами водорода и 5 атомами фтора, для частицы с диаметром 425 мкм и плотностью 2650 кг⋅м-3 имеет более низкую скорость оседания, чем в воде, в диапазоне температур 25°C-105°C. R-245fa является частью настоящего изобретения.

[0083] Соединение R-236ea, которое также обладает 3 атомами углерода, 2 атомами водорода и 6 атомами фтора, для частицы с диаметром 425 мкм и плотностью 2650 кг⋅м-3 имеет более низкую скорость оседания, чем в воде, в диапазоне температур 20°C-105°C. R-236ea является частью настоящего изобретения.

[0084] Нижеприведенная Таблица 1 показывает некоторые соединения формулы (1), которые могут быть полезными при реализации настоящего изобретения: R-1233zd, R-245ca, R-245fa и R236ea все имеют NBP выше 0°C и критическую температуру выше 110°C.

-- Таблица 1 --

Соединение NBP (°C) Tc (°C)
R-227ea -16,3 102
R-1234yf -29,4 95
R-1234ze (E) -19 109
R-245fa 15 154
R-236ea 6 139
R-1233zd 20 165
R-245ca 25 174

1. Текучая среда для гидроразрыва, содержащая по меньшей мере одну текучую среду носителя для гидроразрыва, содержащую по меньшей мере одно соединение линейного или разветвленного гидрофторуглерода, имеющее температуру кипения при давлении 1 атм (101325 Па) от 0°C до 65°C, а также расклинивающие наполнители.

2. Текучая среда для гидроразрыва по п. 1, в которой расклинивающие наполнители выбраны из песка, покрытого смолой песка, керамического расклинивающего наполнителя промежуточной прочности, высокопрочных расклинивающих наполнителей, пластмассовых таблеток, стальной дроби, стеклянной дроби, высокопрочной стеклянной дроби, алюминиевых таблеток, округленных скорлупок.

3. Текучая среда для гидроразрыва по п. 1 или 2, в которой концентрация расклинивающего наполнителя составляет от 20 до 600 г на литр текучей среды носителя для гидроразрыва, более предпочтительно от 25 до 250 г на литр текучей среды носителя для гидроразрыва.

4. Текучая среда для гидроразрыва по любому из пп. 1-3, в которой текучая среда носителя для гидроразрыва имеет критическую температуру, равную или больше 110°C и равную или меньше 200°C.

5. Текучая среда для гидроразрыва по любому из пп. 1-4, в которой в текучей среде носителя для гидроразрыва по меньшей мере одно соединение линейного или разветвленного гидрофторуглерода имеет формулу (1):

CnHmFpXq (1)

где n, m, p и q соответственно представляют собой количество атомов углерода, атомов водорода, атомов фтора и атомов X, где n ≥ 3, m ≥ 0, p ≥ 1, q равно 0, или 1, или 2, а X означает атом галогена, отличающегося от фтора, и

где соединение формулы (1) имеет нормальную точку кипения (NBP) между 0°C и 65°C, предпочтительно между 5°C и 60°C, и более предпочтительно между 10°C и 55°C.

6. Текучая среда для гидроразрыва по п. 5, в которой в текучей среде носителя для гидроразрыва по меньшей мере одно соединение линейного или разветвленного гидрофторуглерода имеет формулу (1), в которой n равно 3 или 4, 0 ≤ m ≤ 7, 3 ≤ p ≤ 9, и q равно 0 или 1.

7. Текучая среда для гидроразрыва по любому из пп. 1-6, в которой в текучей среде носителя для гидроразрыва по меньшей мере одно соединение гидрофторуглерода выбрано из группы, содержащей 1,1,1,3-тетрафторпропан, 1,1,2,2,3-пентафторпропан, 1,1,1,3,3-пентафторпропан, 1,1,1,2,3,3-гексафторпропан, 1,3-дифторпропан, 1-хлор-3,3,3-трифторпропен, 1,1,3,3-тетрафторпропан, 1,2,2,3-тетрафторпропан, 1,1,1,2,2,4,4,4-октафторбутан, 1,1,1,2,2,3,3,4-октафторбутан, 1,1,1,2,2,3,3,4,4-нонафторбутан, а также смеси двух или более из них в любых соотношениях.

8. Текучая среда для гидроразрыва по любому из пп. 1-7, в которой текучая среда носителя для гидроразрыва дополнительно содержит одну или более добавок, выбранных из биоцидов, ингибиторов коррозии, поверхностно-активных веществ, ингибиторов образования отложений, пеногасителей, модификаторов реологии, а также смесей двух или более из них в любых соотношениях.

9. Способ для гидроразрыва подземного пласта, использующий текучую среду для гидроразрыва по любому из пп. 1-8, содержащий по меньшей мере следующие стадии, на которых:

a) обеспечивают текучую среду носителя для гидроразрыва с дополнительным сжатием и/или охлаждением так, чтобы текучая среда носителя для гидроразрыва находилась в форме жидкости;

b) приготавливают текучую среду для гидроразрыва путем смешивания жидкой текучей среды носителя для гидроразрыва, полученной на стадии a), с расклинивающими наполнителями в резервуаре для того, чтобы получить жидкую текучую среду для гидроразрыва; и

c) вводят жидкую текучую среду для гидроразрыва, полученную на стадии b), в подземный пласт при давлении, достаточном для того, чтобы создать в нем одну или несколько трещин.

10. Способ по п. 9, дополнительно содержащий рециркуляцию текучей среды носителя для гидроразрыва.

11. Способ по п. 9, дополнительно содержащий рециркуляцию текучей среды носителя для гидроразрыва, в котором упомянутая рециркуляция содержит по меньшей мере следующие стадии, на которых:

- восстанавливают с помощью откачки и/или декомпрессии по меньшей мере часть текучей среды и часть углеводородов, изначально присутствующих в пласте, причем эта текучая среда является текучей средой носителя для гидроразрыва, из углеводородного резервуара для производства восстановленной текучей среды; и

- отделяют от восстановленной текучей среды текучую среду носителя для гидроразрыва для того, чтобы получить газ или жидкость, по отдельности или с примесью углеводородов.



 

Похожие патенты:

Предложены варианты способа обработки подземной формации. Способ по одному варианту включает в себя: введение разбавленного потока, содержащего не образующее перемычку количество несущих волокон в текучей среде-носителе низкой вязкости, в линию потока высокого давления; добавление расклинивающего наполнителя в разбавленный поток для образования наполненного расклинивающим наполнителем потока; нагнетание наполненного расклинивающим наполнителем потока из линии потока высокого давления в первый разрыв; введение потока с высоким наполнением, содержащего отклоняющий агент, в линию потока высокого давления для объединения с разбавленным потоком для формирования отклоняющей суспензии; подачу отклоняющей суспензии из линии потока высокого давления в первый разрыв для отклонения потока текучей среды во второй разрыв; и нагнетание наполненного расклинивающим наполнителем потока из линии потока высокого давления во второй разрыв.

Настоящее изобретение относится к поверхностно-активным веществам, пригодным в областях применения жидкого или надкритического CO2. Описано поверхностно-активное вещество, содержащее группу алифатического поликарбоната и углеводорода, связанные посредством атома кислорода, причем поверхностно-активное вещество содержит соединение формулы: где R1, R2, R3 и R4 для каждого случая в полимерной цепи независимо выбраны из группы, состоящей из -H, фтора, необязательно замещенной C1-40 алифатической группы, необязательно замещенной C1-20 гетероалифатической группы и необязательно замещенной арильной группы, где любые два или более R1, R2, R3 и R4 могут быть необязательно взяты вместе с промежуточными атомами для образования одного или нескольких необязательно замещенных колец, необязательно содержащих один или несколько гетероатомов; группа содержит насыщенный или ненасыщенный углеводород; Y выбран из группы, состоящей из -H, необязательно замещенной C1-12 алифатической группы, необязательно замещенного арила, необязательно замещенного C1-12 ацила, -SO2R, -SiR3 и простой полиэфирной цепи, где R является независимо для каждого случая необязательно замещенным арилом или необязательно замещенной C1-12 алифатической группой; и n является целым числом от больше чем 1 до 50.

Изобретение относится к способам оценки эффективности ингибитора/диспергатора асфальтена при использовании сырой нефти. Способ оценки эффективности ингибитора/диспергатора асфальтена в сырой нефти, содержит: a) взвешивание первой металлической контрольной пластины; погружение первой металлической контрольной пластины или ее части в первую пробу, в течение первого выбранного периода времени, причем первая проба содержит аликвоту сырой нефти; добавление осаждающего вещества к первой пробе в течение первого выбранного периода времени; извлечение первой металлической контрольной пластины из первой пробы в конце первого выбранного периода времени; и высушивание и взвешивание первой металлической контрольной пластины; b) взвешивание второй металлической контрольной пластины; погружение второй металлической контрольной пластины или ее части во вторую пробу в течение второго выбранного периода времени, где вторая проба содержит аликвоту сырой нефти и ингибитор/диспергатор асфальтена; добавление осаждающего вещества ко второй пробе в течение второго выбранного периода времени; извлечение второй металлической контрольной пластины из второй пробы в конце второго выбранного периода времени; и высушивание и взвешивание второй металлической контрольной пластины; c) определение массы асфальтенов, осажденных на первой металлической контрольной пластине и массы асфальтенов, осажденных на второй металлической контрольной пластине; и d) определение процента ингибирования осаждения асфальтена.

Настоящее изобретение относится к способам и системам для получения стабилизированной эмульсии и извлечения углеводородного материала из подземного пласта. Способ извлечения углеводородного материала, включающий: объединение множества амфифильных наночастиц, содержащих углеродное ядро, выбранное из группы, содержащей по меньшей мере один из следующих материалов: углеродные нанотрубки, наноалмазы, графит, графен, оксид графена, фуллерены и луковичные фуллерены, где амфифильные наночастицы включают гидрофильные функциональные группы на поверхности указанного углеродного ядра и гидрофобные функциональные группы на другой поверхности указанного углеродного ядра, с несущей текучей средой, содержащей воду или солевой раствор, с получением суспензии, приведение по меньшей мере одного из подземного пласта или пульпы, содержащей битуминозный песок и воду, в контакт с указанной суспензией с получением эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами, и извлечение углеводородов из указанной эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами.

Изобретение относится к области строительства переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия методом наклонно-направленного бурения в несцементированных грунтах.

Настоящее изобретение относится к способу обработки подземного пласта для модификации поверхности. Способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла подземного пласта, через который проходит скважина, включает закачивание в скважину агента для модификации поверхности, содержащего производное органической фосфорсодержащей кислоты в качестве якорного фрагмента и фторсодержащий остаток в качестве гидрофобного хвоста, где гидрофобный хвост напрямую присоединен к якорному фрагменту, когда агент для модификации поверхности закачан в скважину, связывание агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта за счет присоединения к пласту якорного фрагмента, и расположение агента для модификации поверхности на кремнистом или содержащем оксид металла подземном пласте таким образом, чтобы гидрофобный хвост был удален от поверхности пласта.
Настоящее изобретение относится к жидкостям для бурения скважин на водной основе. Обнаружено, что частицы на основе целлюлозы, которые включают в свой состав материал клеточных стенок, а также сетчатые структуры их волокон и нанофибрилл на основе целлюлозы, могут быть использованы для получения суспензий, характеризующихся вязкостью и реологическими характеристиками, в частности, удовлетворяющими требованиям для использования в качестве бурового раствора.
Изобретение относится к добыче нефти, газа или воды из скважин, пробуренных в подземном пласте. Способ обработки повреждения пласта месторождения в подземном пласте месторождения, в котором повреждение пласта вызвано следующими причинами: фильтрационными корками буровых флюидов на масляной основе, фильтрационными корками буровых флюидов на водной основе, нефтепромысловыми отложениями, асфальтеном, парафином, воском, резьбовой смазкой, эмульсией или водяным блоком, включает: введение в подземный пласт месторождения флюида для обработки, содержащего воду и по меньшей мере одно из следующих соединений циклодекстрина или крахмала с ферментом, способным генерировать циклодекстрин из крахмала, а также создание условий флюиду для обработки для устранения повреждения пласта.

Изобретение описывает ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений для парафинистых и высокопарафинистых смолистых нефтей содержит сополимер алкилакрилатов С16-С20 с акрилатом додециламина и толуол, характеризующийся тем, что дополнительно содержит окисленную нефтеполимерную смолу при следующем соотношении компонентов, мас.
Изобретение относится к полимерной промышленности и может быть использовано для устранения утечек среды (пара, воды) из трубопроводного оборудования под давлением.

Изобретение относится к двум вариантам способа уменьшения или предотвращения роста микроорганизмов в содержащей углеводороды системе, включающей систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов. При этом один из вариантов способа включает введение эффективного количества соли дифенилиодония в систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов. Данные соли дифенилиодония можно эффективно использовать в качестве ингибиторов образования сероводорода и в качестве биоцидов во флюидах нефтяных месторождений. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 6 ил., 1 табл.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин. По первому варианту водоизолирующий состав содержит соль алюминия, инициатор гелеобразования, добавку и воду. В качестве соли алюминия используют 8-10 мас.% полиалюминия хлорида, в качестве инициатора гелеобразования - 1,6-2 мас.% кремнефтористого натрия, в качестве добавки - 0,6-2 мас.% уксуснокислого натрия, в качестве воды - воду пресную остальное. По второму варианту используют 8-10 мас.% полиалюминия хлорида, 1,8-2 мас.% кремнефтористого натрия, 0,2-1,2 мас.% уксуснокислого натрия, в качестве воды - воду плотностью 1180 кг/м3 остальное. Техническим результатом является повышение эффективности и технологичности водоизолирующего состава за счет гелеобразования при низкой пластовой температуре и всесезонности его использования из-за возможности приготовления на пластовой минерализованной воде. 2 н.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр.

Настоящее изобретение относится к текучей среде носителя для гидроразрыва подземного пласта. Описана текучая среда для гидроразрыва, содержащая по меньшей мере одну текучую среду носителя для гидроразрыва, содержащую по меньшей мере одно соединение линейного или разветвленного гидрофторуглерода, имеющее температуру кипения при давлении 1 атм от 0°C до 65°C, а также расклинивающие наполнители. Также описан способ для гидроразрыва подземного пласта. Технический результат: предложена эффективная жидкость для гидроразрыва пласта, которая не содержит воды и легко обрабатывается и хранится при температуре и давлении окружающей среды. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Наверх