Способ обработки добываемой или возвратной воды с использованием нуклеофильного агента для дезактивации разжижителя

Изобретение относится к обработке воды, получаемой в ходе операций по обработке скважин. Способ обработки добываемой или возвратной воды из подземного пласта, включающий: смешивание добываемой или возвратной воды из подземного резервуара с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом, где указанная вода содержит полимерный загуститель или его остаток, а также разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, дезактивацию указанного разжижителя в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для получения воды, пригодной для рециркуляции, и закачивание рециркуляционной воды в подземный резервуар. Способ обработки флюида со сниженной вязкостью после операции гидроразрыва подземного пласта, через который проходит скважина, с использованием флюида для гидроразрыва, где указанный флюид содержит полимерный загуститель и разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, и указанный способ включает: снижение вязкости флюида для гидроразрыва за счет по крайней мере частичной деградации полимерного загустителя в присутствии витамина В1, илида или витамина В1 и илида, с получением флюида с пониженной вязкостью, дезактивацию витамина В1, илида или витамина В1 и илида в составе флюида с пониженной вязкостью при добавлении в этот флюид серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента, где флюидом со сниженной вязкостью является добываемая или возвратная вода. Способ обработки добываемой или возвратной воды, содержащей остаточный полимерный загуститель, включающий добавление витамина В1, илида или витамина В1 и илида в добываемую или возвратную воду и снижение вязкости добываемой или возвратной воды, а также добавление серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента в добываемую или возвратную воду для дезактивации витамина В1, илида или витамина В1 и илида. Способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, включающий закачивание в скважину флюида для обработки скважины, содержащего первый полимерный загуститель и витамин В1, илид или витамин В1 и илид, под давлением, достаточным для осуществления или инициации разрыва, снижение вязкости флюида для обработки скважины с использованием витамина В1, илида или витамина В1 и илида, извлечение добываемой или возвратной воды из скважины, дезактивацию витамина В1, илида или витамина В1 и илида в составе добываемой или возвратной воды при добавлении в добываемую или возвратную воду серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента, добавление второго полимерного загустителя в добываемую или возвратную воду для получения второго флюида для обработки и закачивание второго флюида для обработки в скважину под давлением, достаточным для осуществления или инициации разрыва пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки добываемой или возвратной воды. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 пр.

 

Область настоящего изобретения

В заявке предлагается способ обработки добываемой воды или возвратной воды с использованием серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для дезактивации разжижителя на основе витамина В1.

Предпосылки создания настоящего изобретения

Вода, получаемая в ходе операций по обработке скважины, включая операции интенсификации, предназначенные для улучшения извлечения углеводородов из подземных пластов, часто содержит значительные концентрации загрязняющих веществ.

Стандартной операцией интенсификации добычи является гидроразрыв, при этом в подземных пластах образуются трещины и распространяются от ствола скважины до горной породы. За счет указанной операции можно повысить скорость добычи флюидов из пласта. Проектирование обработки обычно включает применение флюида для достижения максимальной вязкости при его вводе в трещины, чтобы обеспечить транспортировку расклинивающего агента в пласт. Для обеспечения требуемой вязкости во флюид часто добавляют полимерные загустители. Расклинивающий агент остается в образовавшейся трещине, предотвращая полное закрытие трещины, и создавая транспортный канал, простирающийся от ствола скважины до обработанного пласта. После того, как флюид с высокой вязкостью доставит расклинивающий агент в пласт, разжижители снижают вязкость флюида.

Обычно в ходе операции интенсификации используют большое количество воды. Например, при проведении гидроразрыва пласта воду закачивают в разрывы при давлении более 3000 фунтов/кв. дюйм, при этом расход воды составляет более 85 галлонов/мин. Для эксплуатации горизонтальной скважины с протяженностью бокового ствола 4500 футов может потребоваться приблизительно от 4 до 5 млн. галлонов воды.

Помимо того, что разжижители способствуют отложению расклинивающего агента в трещине, они также ускоряют обратный поток флюида в скважину. Флюид, который возвращается на поверхность после операции гидроразрыва, представляет собой возвратную воду или добываемую воду. Кроме природной минерализации воды в пласте пресная вода, закачиваемая в скважину в ходе операции гидроразрыва, растворяет соли, присутствующие в пласте, что приводит к тому, что извлекаемая вода характеризуется очень высоким уровнем минерализации. Таким образом, возвратная вода обычно характеризуется высокой минерализацией и высоким содержанием растворенных твердых веществ, а также часто содержит те же реагенты, которые закачивали в скважину. Кроме того, возвратная вода содержит загрязняющие вещества, содержащиеся в воде, присутствующей в горной породе. Для осуществления обратного потока флюидов из скважины требуется большое количество воды. В некоторых случаях объем воды может составлять более 40000 баррелей (барр.).

В ходе операции по обработке скважины происходит превращение возвратной воды в добываемую воду. Добываемая вода содержит глину, загрязняющие вещества, металлы, реагенты и даже дизельное топливо, которое можно добавлять в ходе указанной операции. После извлечения возвратных флюидов можно извлечь дополнительно от 10000 до 30000 барр. добываемой воды в течение периода до двух лет. Момент, когда возвратная вода превращается в добываемую воду, трудно определить, однако эти типы воды можно различить, сравнивая химический состав возвратной воды и природной воды, присутствующей в пласте.

Повышенное внимание к минимизации риска негативного влияния на окружающую среду при использовании химических реагентов привело к разработке альтернативных разжижителей для использования в высокотемпературных флюидах. Несмотря на то, что ферменты применялись на протяжении множества лет, их применение часто ограничено из-за полимерной специфичности и термостабильности. Разжижители, полученные из природных источников, характеризующиеся каталитической полимер-деградирующей активностью, описаны в заявке US 13/570485 (поданной 9 августа 2012). Указанные соединения обладают каталитической активностью, являются возобновляемыми биодергадируемыми и полимер-неспецифичными соединениями, при этом для таких разжижителей нет ограничений, связанных с термической денатурацией, характерной для ферментных разжижителей, и таким образом их можно использовать в более широком интервале температур. Такие разжижители включают витамин В1, который в настоящее время применяется для использования в рециркулирующей возвратной воде и добываемой воде.

Следует понимать, что представленное выше обсуждение дано только для иллюстрации настоящего изобретения и не ограничивает объем и объекты прилагаемых пунктов формулы изобретения или объем любой родственной заявки или патента. Таким образом, ни один их прилагаемых пунктов формулы изобретения или пунктов любой родственной заявки или патента не ограничивается представленным выше обсуждением, или эти пункты нельзя истолковать таким образом, чтобы отнести, включить или исключить каждый или любой из указанных выше признаков или недостатков только за счет их упоминания в настоящем описании.

Краткое описание настоящего изобретения

В одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ, в котором добываемую воду или возвратную воду из подземного пласта сначала смешивают с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом. Добываемая вода или возвратная вода содержит остаточный полимер, используемый в операции по обработке скважины, или его фрагменты, включая частично деградированный полимер или полностью деградированный полимер. Добываемая вода или возвратная вода дополнительно содержит разжижитель, содержащий витамин В1 и/или илид. Разжижитель, содержащий витамин В1 и/или илид, можно дезактивировать с использованием серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента. Рециркуляционную воду, содержащую дезактивированный витамин В1 и/или илид, можно повторно подавать в подземный пласт.

В другом варианте предлагается способ обработки флюида после гидроразрыва подземного пласта. Способ включает снижение вязкости флюида для гидроразрыва за счет по крайней мере частичной деградации полимерного загустителя в составе флюида с использованием разжижителя, содержащего витамин В1 или илид. Витамин В1 или илид в полученном флюиде после снижения вязкости можно дезактивировать при добавлении серо- или фософорсодержащего нуклеофильного агента.

В еще одном варианте предлагается способ обработки добываемой или возвратной воды, включающей остаточный полимерный загуститель, причем указанный способ включает добавление витамина В1 и/или илида в качестве разжижителя в добываемую или возвратную воду и снижение вязкости остаточного полимерного загустителя. Затем серо- или фосфорсодержащий нуклеофильный агент добавляют в добываемую или возвратную воду для дезактивации витамина В1 и/или илида.

В одном варианте предлагается способ гидроразрыва подземного пласта, где флюид для обработки скважины, включающий полимерный загуститель и витамин В1 и/или илид, закачивают в пласт и инициируют или вызывают разрыв. Затем вязкость флюида для обработки скважины можно снизить за счет взаимодействия витамина В1 с полимерным загустителем. Затем добываемую воду или возвратную воду извлекают из скважины и обрабатывают фосфор- или серосодержащим нуклеофильным агентом для дезактивации витамина В1 и/или илида. Добываемую воду или возвратную воду можно повторно закачивать в скважину. В одном варианте осуществления изобретения рециркуляционная вода может содержать загуститель.

В другом варианте предлагается способ обработки воды, получаемой в ходе операции по обработке скважины, при этом добываемая вода содержит: (i) остаточный полимерный загуститель, который может подвергаться частичной или полной деградации, и (ii) разжижитель, содержащий витамин В1 и/или илид. Серо- или фосфорсодержащий нуклеофильный агент закачивают в скважину, и дезактивируют разжижитель, содержащий витамин В1 и/или илид.

В еще одном варианте предлагается способ обработки подземного резервуара, через который проходит подземный пласт, при этом в резервуар сначала закачивают флюид для обработки, включающий полимерный загуститель и витамин В1 и/или илид в качестве разжижителя. Вязкость флюида для обработки снижают за счет по крайней мере частичной деградации полимерного загустителя в присутствии витамина В1 и/или илида. Затем в подземный резервуар закачивают серо- или фосфорсодержащий нуклеофильный агент. Витамин В1 и/или илид дезактивируют в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента.

Соответственно, настоящее изобретение включает признаки и преимущества, которые обеспечивают обработку добываемой или возвратной воды, а также рециркуляцию добываемой воды или возвратной воды. Характеристики и преимущества настоящего изобретения, как описано выше, и дополнительные признаки и достоинства становятся более очевидными для специалистов в данной области техники после прочтения следующего подробного описания различных вариантов осуществления настоящего изобретения.

Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения

Следует понимать, что настоящее описание не ограничивает пункты формулы настоящего изобретения и пункты в любого другого патента. И наоборот, предполагается, что все модификации, эквиваленты и альтернативные варианты включены в объем и сущность формулы настоящего изобретения. Существует возможность множества изменений конкретных вариантов и деталей, описанных в данном контексте, не выходя за пределы объема и сущности настоящего изобретения.

Определенные термины использованы в данном контексте и в прилагаемых пунктах формулы изобретения для описания конкретных компонентов. Для специалиста представляется очевидным, что различные субъекты могут ссылаться на компонент с использованием различных названий. В этом документе не предполагается различать компоненты, которые отличаются по своему названию, но не отличаются по своей функции. А также термины "включающий" и "содержащий в своем составе" использованы в данном контексте и в пунктах формулы изобретения в неограничивающей форме, и таким образом, означают "включающий, но не ограничиваясь только…" Более того, ссылка в данном контексте или пункте формулы изобретения на компоненты или аспекты в единственном числе не обязательно ограничивает настоящее описание или прилагаемые пункты формулы изобретения только одним таким компонентом или аспектом, а такую ссылку следует интерпретировать в общем виде, то есть имеется в виду один или более компонент или аспект в соответствии с пригодностью или необходимостью в каждом конкретном случае.

В способе, описанном в данном контексте, флюид для обработки скважины, включающий разжижитель, содержащий витамин В1 и/или илид, обрабатывают серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом. Серо- или фосфорсодержащий нуклеофильный агент дезактивирует разжижитель, содержащий витамин В1 и/или илид.

Способ, описанный в данном контексте, можно использовать для обработки добываемой воды или возвратной воды из подземного резервуара, содержащей разжижитель, включающий витамин В1. Витамин В1 содержит функциональную илид-группу. В качестве разжижителя, дополнительно или вместо витамина В1, можно также использовать другие соединения, содержащие функциональную илид-группу. После дезактивации витамина В1 и/или илида добываемую или возвратную воду можно использовать в рециркуляционной системе для последующей операции по обработке скважины.

Подземный резервуар предпочтительно представляет собой газоносную скважину, нефтеносную скважину или геотермальную скважину.

Витамин В1 или илид может представлять собой компонент флюида для обработки скважины, такого как флюид для гидроразрыва пласта. Флюид для обработки скважины может дополнительно содержать полимерный загуститель. Если флюид для обработки скважины представляет собой флюид для гидроразрыва пласта, то флюид закачивают в резервуар под давлением, достаточным для инициации или формирования трещин в резервуаре.

В предпочтительном варианте значение рН флюида для обработки скважины, который включает разжижитель, содержащий витамин В1, может составлять от приблизительно 5,5 до приблизительно 6,0.

В скважинных условиях in-situ разжижитель, содержащий витамин В1 и/или илид, снижает вязкость флюида за счет разрушения или деградации полимерного загустителя. В некоторых случаях полимерный загуститель подвергается частичной деградации при взаимодействии с витамином В1, соединением, содержащим функциональную илид-группу, или обоими указанными соединениями. В других случаях полимерный загуститель повергается полной деградации при взаимодействии с витамином В1 и/или илидом.

Пригодные илиды включают фосфонийилиды (например, соединения формулы Р, сульфонийилиды, сульфоксонийилиды, оксонийилиды, азотсодержащие илиды, такие как азометинилиды, и галогенонийилиды, например, соединения, полученные из аллилгалогенидов и металлкарбеноидов. В предпочтительном варианте указанные илиды содержат С18алкильные группы, С614арильные группы или замещенные алкильные или арильные группы.

Пригодные карбонилилиды включают соединения формулы (изображается в виде кратной связи в их резонансной "иленовой" структуре) R1R2C=O+C-R3R4, пригодные азометинилиды включают соединения формулы R1R2C=NR5+C-R3R4, пригодными оксонийилидами являются соединения формулы R1R2C-O+C-R3R4, пригодными фософонийилидами являются соединения формулы R1R2R3Р+С-R4R5, где R1, R2, R3, R4 и R5 предпочтительно обозначают водород, C18алкильную группу или замещенную алкильную группу или С614арильную группу или замещенную арильную группу.

Витамин В1 и разжижители, содержащие илидную функциональную группу, относятся к биодеградируемым нетоксичным и биосовместимым разжижителям, и их можно получать из возобновляемых ресурсов. Разжижитель эффективно гидролизует полимерные загустители в составе вязких флюидов при повышенных температурах, например, при температуре выше 75°F, обычно при значении рН в диапазоне приблизительно от 8,0 до приблизительно 12,0, при этом максимальная активность наблюдается при рН в диапазоне приблизительно от 10,0 до приблизительно 11,5. Разжижитель гидролизует полимерный загуститель при температуре выше 225°F, а также выше 300°F.

Добываемая вода или возвратная вода на выходе из скважины может содержать разжижитель, содержащий витамин В1 и/или илид, а также частично или полностью деградированный полимерный загуститель. Добываемая вода или возвратная вода на выходе из скважины может дополнительно содержать остаточный недеградированный полимерный загуститель. Затем в добываемую воду или возвратную воду можно добавить нуклеофильный агент. Нуклеофильный агент дезактивирует разжижитель, содержащий витамин В1 и/или илид.

Термин "добываемая вода", использованный в данном контексте, обозначает воду, которую извлекают при добыче нефти или газа из пласта, и включает слой природной воды или пластовую воду, которая расположена ниже слоя углеводородов, а также любую дополнительную воду, которую закачивают в резервуар для достижения максимального извлечения углеводородов при выдавливании углеводородов на поверхность.

Термин "возвратная вода" обозначает воду с высоким уровнем минерализации и высоким общим содержанием растворенных твердых веществ (ОСРТ). Указанная вода содержит также химические реагенты для гидроразрыва пласта, которые были закачены в скважину, наряду с любыми специфическими примесями, присутствующими в пластовой воде ниже залегающей горной породы. Возвратная вода обычно содержит глину, примеси, металлы, реагенты и даже дизельное топливо. Возвратная вода может содержать приблизительно от 15 до приблизительно 40 об.% флюида, который закачивали в скважину и который извлекается в течение длительного времени после завершения гидроразрыва. Кроме того она включает добываемую воду и любую пресную воду, закачиваемую в скважину, в которой растворяются соли, присутствующие в пласте. Эти соли вносят вклад в высокую минерализацию извлекаемой воды. В добываемой или возвратной воде дополнительно могут присутствовать растворенные углеводороды, а также минералы, присутствующие в пласте (включая барий, кальций, железо, магний и серу).

В одном варианте осуществления изобретения добываемую воду или возвратную воду можно обработать витамином В1 и/или илидом после извлечения из скважины для снижения вязкости флюида. Затем во флюид можно добавить серо- или фосфорсодержащий нуклеофильный агент для дезактивации витамина В1 и/или илида. В одном из вариантов нуклеофильный агент и витамин В1 и/или илид можно добавлять в добываемую воду или возвратную воду одновременно.

Время реакции дезактивации витамина В1 или илида или обоих витамина В1 и илида в присутствии нуклеофильного агента может зависеть от величины рН, молярного соотношения нуклеофильного агента и витамина В1 и/или илида, а также температуры. В одном варианте при комнатной температуре время реакции может составлять вплоть до 24 ч.

Способ, описанный в данном контексте, эффективен, прежде всего, при осуществлении операций гидроразрыва пласта. В одном варианте полимерный загуститель можно добавлять в добываемую воду или возвратную воду после дезактивации разжижителя с использованием серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента. Затем полученный флюид можно закачивать в пласт в качестве флюида для гидроразрыва.

Таким образом, операцию по гидроразрыву пласта можно сначала осуществлять при закачивании в пласт (первого) флюида, который включает разжижитель, содержащий витамин В1, илид или оба компонента: разжижитель, содержащий витамин В1 и илид, а также полимерный загуститель. После инициации или осуществления гидроразрыва пласта из скважины можно извлечь добываемую или возвратную воду, содержащую витамин В1 и/или илид, а также частично деградированный, полностью деградированный или недеградированный полимерный загуститель. Затем во флюид можно добавить нуклеофильный агент для дезактивации разжижителя, содержащего витамин В1 и/или илид. Затем добываемую или возвратную воду можно рециркулировать в пласт, добавляя во флюид полимерный загуститель, при этом получают (второй) флюид для гидроразрыва. Полимерные загустители в составе первого и второго флюидов могут быть одинаковыми или различными. Второй флюид для гидроразрыва может дополнительно содержать разжижитель, такой как витамин В1, илид или ферментный или окислительный разжижитель. Можно также использовать комбинацию указанных разжижителей.

Нуклеофильный агент предпочтительно содержит по крайней мере одну неподеленную пару электронов и предпочтительно представляет собой серо- или фосфорсодержащий нуклеофильный агент. Нуклеофильный агент может представлять собой органическое или неорганическое соединение. В предпочтительном варианте нуклеофильный агент представляет собой сульфит или бисульфит, такой как сульфит натрия, бисульфит металла или бисульфит калия. Другие предпочтительные нуклеофильные агенты включают фосфиты, фосфаты, амины (первичные и вторичные), спирты и гидроксиды. В одном варианте нуклеофильный агент представляет собой цистеин или тиол.

В предпочтительном варианте молярное соотношение нуклеофильного агента и разжижителя составляет приблизительно от 250:1 до приблизительно 750:1, предпочтительно приблизительно 500:1, хотя указанные соединения можно использовать в молярном соотношении всего лишь 1:1.

Нуклеофильный агент можно растворять в таком растворителе, как вода, солевой раствор или спирты. Значение рН раствора, содержащего нуклеофильный агент, предпочтительно находится в диапазоне приблизительно от 3,9 до приблизительно 5,2.

Применение рециркуляционной воды на основе добываемой воды в той же мере, что и рециркуляционной воды на основе возвратной воды, является предпочтительным при обработке пластов в том случае, когда утилизация добываемой или возвратной воды представляет проблему или отрицательно влияет на окружающую среду.

Способ, описанный в данном контексте, позволяет повторно использовать большой процент добываемой воды или возвратной воды до момента ее выброса в окружающую среду. В одном варианте повторно можно использовать почти 60% добываемой воды или возвратной воды.

Способ, описанный в данном контексте, может найти особое применение при извлечении углеводородов из сланцев, включая сланцы месторождения Marcellus.

Кроме того способ, описанный в данном контексте, может найти особое применение в случае, когда несколько скважин расположены в непосредственной близости друг от друга.

В одном варианте водный флюид, как описано в данном контексте, можно получить при смешивании гидратируемого полимерного загустителя и водного флюида. В момент добавления полимерного загустителя водный флюид может содержать в качестве компонента разжижитель, содержащий витамин В1 и/или илид. В другом варианте разжижитель, содержащий витамин В1 и/или илид, можно добавлять в водный флюид после добавления полимерного загустителя. Водный флюид может представлять собой воду, солевой раствор или смесь воды и спирта. Для осуществления указанной процедуры можно использовать любые пригодные смесители. В случае периодического смешивания гидратируемый полимер и водный флюид смешивают в течение периода времени, достаточного для образования гидратированного золя. Гидратируемый полимер добавляют в водный флюид в концентрации в диапазоне приблизительно от 0,10 мас. % до 5,0 мас. % (в расчете на массу водного флюида), наиболее предпочтительно в диапазоне приблизительно от 0,20 мас. % до приблизительно 0,80 мас. %.

Обычно количество разжижителя во флюиде для обработки составляет приблизительно от 0,5 до приблизительно 30 г/т, чаще приблизительно от 1,0 до приблизительно 5,0 г/т.

Гидратируемый полимер может содержать одну или более функциональных групп, таких как гидроксильная, карбоксильная, карбоксиметильная, гидроксипропильная, сульфатная, сульфонатная группа, аминогруппа или амидогруппа. Предпочтительные полимеры включают полисахариды и их производные, поливиниловые спирты, полиакрилаты (включая метакрилаты), полипирролидоны, полиакриламиды (включая метакриламиды), а также 2-акриламидо-2-метилпропансульфонат и их смеси.

Пригодные полисахариды и их производные включают соединения, которые содержат одно или более моносахаридных звеньев галактозы, фруктозы, маннозы, глюкозида, глюкозы, ксилозы, арабинозы, глюкуроновой кислоты и пиранозилсульфата. Указанные соединения включают не-модифицированные и модифицированные гуаровые камеди, камедь бобов рожкового дерева, камедь цезальпинии колючей, ксантановую камедь, сукциногликан, склероглюкан и каррагинан. Указанные полисахариды включают гуаровые камеди и их производные, крахмалы и галактоманнановые камеди. В предпочтительном варианте гуаровой камедью является не-модифицированная гуаровая камедь или модифицированная гуаровая камедь, такая как гидроксиалкилгуаровая камедь (например, гидроксипропилгуаровая камедь), карбоксиалкилгуаровая камедь (например, карбоксиметилгуаровая камедь), а также карбоксиалкилгидроксиалкилгуаровая камедь (например, карбоксиметилгидроксипропилгуаровая камедь).

В предпочтительном варианте гидратируемым полимером является не-модифицированная гуаровая камедь или модифицированная гуаровая камедь. Предпочтительные модифицированные гуаровые камеди включают гидроксипропилгуаровую камедь, карбоксиметилгуаровую камедь и карбоксиметилгидроксипропилгуаровую камедь.

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

Помимо разжижителя и гидратируемого полимера флюид дополнительно может включать сшивающий агент. Пригодные сшивающие агенты включают соединения, высвобождающие борат-ион, металлорганические соединения или металлсодержащие органические комплексы, содержащие по крайней мере один ион переходного или щелочноземельного металла, а также их смеси.

В качестве соединений, высвобождающих борат-ион, можно использовать, например, любое соединение бора, которое способно высвобождать борат-ионы во флюид в результате диссоциации из деформируемого ядра. Указанные соединения включают борную кислоту, бораты щелочных металлов, такие как диборат натрия, тетраборат калия, тетраборат натрия (бура), пентабораты и т.п., а также бораты щелочных металлов и цинка. Соединения, высвобождающие борат-ион, описаны в патентах US 3058909 и US 3974077, которые включены в настоящее описание в качестве ссылок. Кроме того соединения, высвобождающие борат-ион, включают оксид бора (выбранные из Н3ВО3 и В2О3) и полимерные бораты. Кроме того можно использовать смеси любых указанных соединений, высвобождающих борат-ион. Для осуществления сшивки в присутствии высвобождающих борат-ионы соединений обычно требуется щелочное значение рН (например, от 8,0 до 12).

Другими предпочтительными сшивающими агентами являются металлорганические соединения и металлсодержащие органические комплексы, которые способны высвобождать ионы поливалентных металлов с валентностью 3+ и выше, во флюид в результате диссоциации из деформируемого ядра. Примеры ионов поливалентных металлов с валентностью 3+ и выше включают ионы бора, титана, циркония, алюминия, иттрия, церия и т.п. или их смеси. Примеры соединений титана включают аммонийлактат титана, триэтаноламин титана, ацетилацетонат титана, диизопропоксид-бис-ацетиламинат титана, тетра(2-этилгексоксид) титана, тетраизопропоксид титана, ди(н-бутокси)-бис-триэтаноламинат титана, изопропоксиоктиленгликолят титана и диизопропокси-бис-триэтаноламинат титана, а также хлорид титана. Примеры солей циркония включают карбонат циркония-аммония, карбонат циркония, ацетилацетонат циркония, диизопропиламинлактат циркония, хлорид циркония, лактат циркония, триэтаноламинлактат циркония, оксиацетат циркония, ацетат циркония, оксинитрат циркония, сульфат циркония, тетрабутоксицирконий (бутилцирконат), моно(ацетилацетонат) циркония, н-бутират циркония и н-пропилат циркония. Сшивающий агент необязательно может существовать в инкапсулированной форме. Примеры стандартных сшивающих агентов включают, но не ограничиваясь только ими, агенты, описанные в патентах US 4514309 и US 5247995, которые включены в настоящее описание в качестве ссылок.

Сшивающий агент может представлять собой полимеры, которые содержат ионы металлов, включая алюминий-, сурьма-, цирконий- и титансодержащие соединения, включая так называемые органотитанаты, а также бораты и высвобождающие бор соединения. В случае боратных сшивающих агентов сшивающим агентом может быть любой материал, способный высвобождать борат-ионы. Пригодные боратные сшивающие агенты включают органобораты, монобораты, полибораты, борсодержащие минералы, борную кислоту, борат натрия, включая безводные формы или любые гидраты, боратовые (борные) руды, такие как колеманит или улексит, а также любые другие комплексы бора с органическими соединениями с замедленным высвобождением борат-иона. Предпочтительными являются боратные сшивающие агенты.

Сшивающий агент предпочтительно присутствует в количестве в диапазоне приблизительно от 0,001 мас. % до 0,5 мас. % (в расчете на массу водного флюида). Предпочтительно сшивающий агент присутствует в концентрации в диапазоне приблизительно от 0,005 мас. % до приблизительно 0,25 мас. % в расчете на массу водного флюида.

Оптимальное значение рН водного флюида, содержащего сшиваемый полимер, находится в щелочной области, и обычно значение рН составляет 8,0 или более, типично 9,0 или более, типичнее находится в диапазоне приблизительно от 9,5 до приблизительно 12,0.

Если флюид используют в качестве флюида для гидроразрыва пласта, то он может дополнительно содержать расклинивающий агент, который обычно добавляют во флюид до необязательного добавления сшивающего агента. Пригодные расклинивающие агенты включают соединения, обычно известные в данной области техники, включая частицы кварцевого песка, стеклянные бусины, алюминиевые гранулы, керамические частицы, пластиковые гранулы, включая гранулы из полиамидов, и сверхлегкие (СВЛ) твердые частицы, такие как дробленая или измельченная скорлупа орехов, таких как грецкий орех, кокосовый орех, орех-пекан, миндаль, фителефас, бразильский орех и т.п., дробленая и измельченная скорлупа семян (включая фруктовые косточки) фруктов, таких как слива, олива, персик, вишня, абрикос и т.п., дробленая и измельченная скорлупа семян других растений, таких как кукуруза (например, початки кукурузы или кукурузные зерна) и т.п., прошедшие переработку древесные материалы, такие как древесные материалы, полученные из древесины, такой как древесина дуба, пекана, грецкого ореха, тополя, красного дерева и т.п., включая такую древесину, которая переработана дефибрированием, переработана в щепу или прошла другую форму измельчения, переработки и т.п.

Кроме того, расклинивающий агент может включать пористые керамические или органические полимерные частицы. Материал пористых частиц можно обрабатывать непористым проникающим материалом, наносить на них слой покрытия или лакирующий слой. Например, пористыми частицами могут быть обработанные частицы, как описано в патенте US 20050028979, где (а) кажущийся удельный вес (КУВ) обработанных пористых частиц меньше КУВ пористых частиц, (б) проницаемость обработанных пористых частиц меньше проницаемости пористых частиц или (с) пористость обработанных пористых частиц меньше пористости пористых частиц.

Расклинивающие агенты обычно используют в концентрациях в диапазоне приблизительно от 1 до 8 фунтов расклинивающего агента на галлон композиции флюида для гидроразрыва, но при необходимости указанные агенты можно использовать в больших или меньших концентрациях.

Флюид может содержать также другие стандартные добавки, обычно используемые при обслуживании скважин, такие как ПАВ, ингибиторы коррозии, агенты, замедляющие сшивку, и т.п.

Флюид для обработки скважины можно получить непосредственно на месте расположения скважины, используя генератор пены с большим усилием сдвига, или его можно подавать непосредственно к требуемой скважине.

Предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения характеризуются преимуществами по сравнению с предшествующим уровнем техники и предназначены для осуществления одного или более объектов настоящего изобретения. Однако настоящее описание не требует применения каждых из компонентов и операций, описанных выше, и ни коим образом не ограничивается описанными выше вариантами или способами осуществления. Любой один или более описанных выше компонентов, признаков и процессов можно использовать в любой пригодной конфигурации без включения других таких компонентов, признаков и процессов. Более того, настоящее описание включает дополнительные признаки, параметры, функции, способы, применения и назначения, которые специально не описаны в данном контексте, но которые представляются очевидными при прочтении настоящего описания, прилагаемых фигур и формулы изобретения.

Примеры

Пример 1

Значение рН воды, содержащей витамин В1, доводили до величины в диапазоне от приблизительно 5,5 до приблизительно 6,0. Затем добавляли бисульфит натрия, при этом молярное соотношение сульфит/витамин В1 составило 500:1 или 0,173 г бисульфита натрия на 1 мг витамина В1. Время реакции при комнатной температуре составило 24 ч. Затем получали флюид для гидроразрыва, используя водный сшитый флюид, содержащий борированный сшитый немодифицированный гуар, забуференный до значения рН в диапазоне от приблизительно 9,5 до приблизительно 10,5, полученный, как описано в патенте US 2005/0272612. Затем часть флюида, содержащего сульфит и витамин В1, добавляли во флюид для гидроразрыва.

Способы, которые описаны выше или заявлены в формуле изобретения, и любые другие способы, которые могут быть включены в объем прилагаемой формулы изобретения, можно осуществлять в любом требуемом и пригодном порядке, не ограничиваются любой последовательностью, описанной в данном контексте, или перечисленной в прилагаемой формуле изобретения. Кроме того, способы, представленные в настоящем описании, не обязательно требуют применения конкретных вариантов осуществления, представленных и описанных в данном контексте, но их можно в равной степени применять с любой приемлемой структурой, формой и конфигурацией компонентов.

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

1. Способ обработки добываемой воды или возвратной воды из подземного пласта, включающий:

а) смешивание добываемой воды или возвратной воды из подземного резервуара с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом, где добываемая вода или возвратная вода содержит полимерный загуститель или его остаток, а также разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид,

б) дезактивацию разжижителя, содержащего витамин В1, разжижителя, содержащего илид, или и разжижителя, содержащего витамин В1, и разжижителя, содержащего илид, в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для получения воды, пригодной для рециркуляции, и

в) закачивание рециркуляционной воды в подземный резервуар.

2. Способ по п. 1, где подземный резервуар представляет собой газоносную скважину, нефтеносную скважину или геотермальную скважину.

3. Способ по п. 1, где серо- или фосфорсодержащий нуклеофильный агент содержит по крайней мере одну неподеленную пару электронов.

4. Способ по п. 1, где серо- или фосфорсодержащий нуклеофильный агент представляет собой неорганическое соединение.

5. Способ по п. 4, где серосодержащий нуклеофильный агент представляет собой сульфит или бисульфит.

6. Способ по п. 5, где серосодержащий нуклеофильный агент представляет собой раствор сульфита натрия.

7. Способ по п. 1, где полимерный загуститель представляет собой (i) синтетический полимер, выбранный из группы, состоящей из поливиниловых спиртов, полиакрилатов, полипирролидонов и полиакриламидов, или (ii) полисахариды, выбранные из группы, состоящей из производных целлюлозы, галактоманнана или производного галактоманнана, ксантана, сукциноглюкана и склероглюкана, а также их смеси.

8. Способ по п. 7, где полисахарид выбирают из группы, состоящей из гуаровой камеди, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксипропилгуара, ксантановой камеди и склероглюкана.

9. Способ по п. 1, где полимерный загуститель является по крайней мере частично сшитым.

10. Способ обработки флюида со сниженной вязкостью после операции гидроразрыва подземного пласта, через который проходит скважина, с использованием флюида для гидроразрыва, указанный флюид для гидроразрыва содержит полимерный загуститель и разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, и указанный способ включает:

(а) снижение вязкости флюида для гидроразрыва за счет по крайней мере частичной деградации полимерного загустителя в присутствии витамина В1, илида или и витамина В1, и илида, при этом получают флюид с пониженной вязкостью,

(б) дезактивацию витамина В1, илида или и витамина В1, и илида в составе флюида с пониженной вязкостью при добавлении во флюид с пониженной вязкостью серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента, при этом флюидом со сниженной вязкостью является добываемая вода или возвратная вода.

11. Способ по п. 10, где добываемую воду или возвратную воду извлекают из скважины до дезактивации витамина В1, илида или и витамина В1, и илида в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента.

12. Способ по п. 10, где серо- или фосфорсодержащий нуклеофильный агент содержит неподеленную пару электронов.

13. Способ по п. 10, где серосодержащий нуклеофильный агент представляет собой сульфит или бисульфит.

14. Способ обработки добываемой или возвратной воды, содержащей остаточный полимерный загуститель, который включает:

(а) добавление витамина В1, илида или и витамина В1, и илида в добываемую или возвратную воду и снижение вязкости добываемой или возвратной воды, а также

(б) добавление серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента в добываемую или возвратную воду для дезактивации витамина В1, илида или и витамина В1, и илида.

15. Способ по п. 14, где витамин В1, илид или и витамин В1, и илид, а также нуклеофильный агент добавляют в добываемую или возвратную воду одновременно.

16. Способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, который включает:

(а) закачивание в скважину флюида для обработки скважины, содержащего первый полимерный загуститель и витамин В1, илид или и витамин В1, и илид, под давлением, достаточным для осуществления или инициации разрыва,

(б) снижение вязкости флюида для обработки скважины с использованием витамина В1, илида или и витамина В1, и илида,

(в) извлечение добываемой воды или возвратной воды из скважины,

(г) дезактивацию витамина В1, илида или и витамина В1, и илида в составе добываемой воды или возвратной воды при добавлении в добываемую воду или возвратную воду серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента,

(д) добавление второго полимерного загустителя в добываемую воду или возвратную воду для получения второго флюида для обработки и закачивание второго флюида для обработки в скважину под давлением, достаточным для осуществления или инициации разрыва пласта.

17. Способ по п. 16, где второй флюид для обработки дополнительно содержит разжижитель.

18. Способ по п. 17, где серо- или фосфорсодержащий нуклеофильный агент содержит неподеленную пару электронов.

19. Способ по п. 16, где серосодержащий нуклеофильный агент представляет собой сульфит.



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к добыче полезных ископаемых и гидролизующимся частицам, используемым при этом. Способ добычи полезных ископаемых, включающий смешивание гидролизующихся частиц и расклинивающего наполнителя с водной дисперсионной текучей средой и введение текучей среды под давлением в рудоспуск, образованный под землей, в котором в качестве гидролизующихся частиц используют сферические частицы, включающие гидролизующуюся смолу и имеющие средний размер частицы D50 в интервале от 300 до 1000 мкм, сферичность не менее 0,8, где гидролизующиеся сферические частицы имеют дисперсионную структуру, включающую гидролизующуюся матричную смолу и легкогидролизующиеся полимерные частицы, диспергированные в матричной смоле и имеющие средний размер частиц от 0,01 до 5 мкм, матричная смола и легкогидролизующийся полимер имеют среднемассовую молекулярную массу (Mw) не менее 5000 и, если их гидролизуемость оценивается коэффициентом сохранения массы после выдерживания в воде при 70ºC в течение 168 ч, гидролизующиеся частицы имеют коэффициент сохранения массы не более 50%, и матричная смола, содержащаяся в гидролизующихся частицах, имеет коэффициент сохранения массы не менее 90%.

Изобретение относится к использованию закупоривающих агентов и смесей, их содержащих, для интенсификации добычи углеводородов из подземных пластов. Способ интенсификации добычи углеводородов из подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии, на которых заливают смесь, содержащую растворимый закупоривающий агент и проппант, в высокопроницаемую зону трещины внутри подземного пласта вблизи ствола скважины, расклинивают в открытом состоянии по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны проппантом смеси и блокируют по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны закупоривающим агентом, закачивают флюид в подземный пласт и в зону пласта с более низкой проницаемостью, расположенную дальше от ствола скважины, растворяют закупоривающий агент, блокирующий по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны вблизи ствола скважины, и добывают углеводороды из высокопроницаемой зоны и зоны с более низкой проницаемостью.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть применена для повышения эффективности добычи нефти из низкопроницаемых продуктивных пластов при разработке нефтяных месторождений.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности и может быть использовано для повышения эффективности добычи нефти из низкопроницаемых продуктивных пластов при разработке нефтяных месторождений или нефтяных оторочек.

Изобретение относится к композициям расклинивающего агента, способам уплотнения пласта и добычи жидкостей из подземного пласта. Предложенные композиции включают (1) агрегирующие композиции, способные образовывать деформируемые частичные или полные покрытия на поверхностях пласта, поверхностях пластовых частиц, поверхностях твердой фазы скважинной жидкости и/или поверхностях расклинивающих агентов, где указанные покрытия увеличивают склонность к агрегации и/или агломерации частиц и поверхностей таким образом, что получают кластеры или столбы частиц, имеющие деформируемые покрытия, и (2) композиции, стабилизирующие и/или усиливающие агрегацию, способные изменять свойства покрытых кластеров или столбов таким образом, что получают сцементированные, стабилизированные и/или упрочненные кластеры или столбы.

Настоящее изобретение относится к обработке подземного пласта его гидравлическим разрывом – гидроразрывом. Композиция гидроразрыва пласта, содержащая супервпитывающий полимер, переводимый в расширенное состояние и выполненный с возможностью разрушения в ответ на возникновение условия разрушения, множество частиц проппанта, размещенных в супервпитывающем полимере до высвобождения множества частиц проппанта из него в ответ на его разрушение, средство обработки скважины, содержащее ингибитор осадкообразований, трейсер, рН-буферное средство или их комбинацию, и флюид для перевода супервпитывающего полимера в расширенное состояние, где ингибитор осадкообразований содержит композицию, содержащую карбоксильную, сульфоновую или фосфоновую кислоту, полимер, содержащий карбоксильную, сульфоновую или фосфоновую группу, или их комбинацию, трейсер содержит фторированную бензойную кислоту, перфторированный углеводород, спирт, кетон, органическую кислоту, галогенизированную композицию или их комбинацию и рН-буферное средство представляет собой щелочь или щелочно-земельную соль карбоната, цитрата, глюконата, фосфата или тартрата, оксид щелочно-земельного металла, органический полиэлектролит или их комбинацию.

Раскрыты способы обработки подземного пласта, которые включают введение флюида для обработки, содержащего фигурные частицы и/или фигурные однородные частицы, в подземный пласт через ствол скважины и создание пробки, содержащей фигурные частицы и/или фигурные однородные частицы флюида для обработки.

Группа изобретений относится к нефтедобыче. Технический результат - повышение нефтеотдачи из нефтеносных пластов после применения технологии холодной добычи тяжелой нефти с песком.

Изобретение относится к композиции и способу для повышения трещин подземного пласта. Способ обработки подземного пласта включает обеспечение суспензии для обработки, содержащей несущую текучую среду, имеющую предел текучести, твердые частицы и связующее вещество, закачивание суспензии для обработки в трещину с образованием по существу равномерно распределенной смеси твердых частиц и связующего вещества и превращение по существу равномерно распределенной смеси в присутствии связующего вещества в области с высоким содержанием твердых частиц и области, которые по существу не содержат твердых частиц, где твердые частицы и связующее вещество имеют по существу различные скорости в трещине и указанное превращение возникает из-за указанных по существу разных скоростей, перед смыканием трещины в ней образуется по меньшей мере одна пустота, связанная по текучей среде и не содержащая твердых частиц, а несущая текучая среда имеет значение предела текучести, не превышающее значения максимально допустимого предела текучести, определяемого по приведенной формуле.

Группа изобретений относится к способам, применимым к стволу скважины, проходящему через подземный пласт. Отклоняющая композиция содержит обрабатывающий флюид, содержащий не образующие перемычек волокна и частицы, содержащие разлагаемый материал.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. По одному варианту в способе извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем приготовление и закачку в пласт мицеллярного раствора - МР, содержащего углеводородную жидкость - УЖ, поверхностно-активное вещество - ПАВ, изопропиловый спирт и пресную воду, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины - НПНС при начальном давлении закачки и минерализацию воды - МВ, при НПНС 100-250 м3/сут и МВ 0,15 г/дм3 закачивают МР в объеме 2-10 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта - м3/м ТПП, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.

Изобретение относится к использованию закупоривающих агентов и смесей, их содержащих, для интенсификации добычи углеводородов из подземных пластов. Способ интенсификации добычи углеводородов из подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии, на которых заливают смесь, содержащую растворимый закупоривающий агент и проппант, в высокопроницаемую зону трещины внутри подземного пласта вблизи ствола скважины, расклинивают в открытом состоянии по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны проппантом смеси и блокируют по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны закупоривающим агентом, закачивают флюид в подземный пласт и в зону пласта с более низкой проницаемостью, расположенную дальше от ствола скважины, растворяют закупоривающий агент, блокирующий по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны вблизи ствола скважины, и добывают углеводороды из высокопроницаемой зоны и зоны с более низкой проницаемостью.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли. В способе очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от глинистых образований удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе и выдерживают упомянутый реагент до разрушения плотной части глинистых образований.

Изобретение относится к способу добычи нефти из пласта. Способ добычи нефти из нефтеносного пласта, включающий смешивание анионогенного поверхностно-активного вещества - АПАВ, воды, полимера, бикарбоната щелочного металла и жидкого аммиака с образованием композиции для извлечения нефти, имеющей рН менее 10, измеренный при 25°C, введение полученной композиции в нефтеносный пласт, контактирование ее с нефтью в нефтеносном пласте и добычу нефти из нефтеносного пласта после введения указанной композиции.

Изобретение относится к композитному материалу и способу его применения в операциях по обработке скважин. Композитный материал для обработки скважины включает агент для модификации поверхности, покрывающий по крайней мере частично твердую частицу и содержащий гидрофобный хвост и якорный фрагмент для фиксации гидрофобного хвоста к твердой частице, где якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты и дополнительно, где по меньшей мере одно из следующих условий имеет приоритетное значение: (а) гидрофобный хвост содержит перфорированную группу приведенной структуры, (б) гидрофобный хвост является фторсодержащим остатком, характеризующимся приведенной структурой, (в) агент для модификации поверхности характеризуется приведенной формулой или (г) агент для модификации поверхности выбирают из приведенной группы.

Настоящее изобретение относится к способу обработки и жидкости для обработки для увеличения проницаемости пластов органогенного сланца. Способ обработки включает обработку пласта органогенного сланца жидкостью для обработки.

Настоящее изобретение относится к извлечению подземных ресурсов, таких как нефть, природный газ, сланцевый газ, при использовании гидравлического разрыва пласта. Способ извлечения подземных ресурсов с помощью нагнетания текучей среды, заполняющей рудоподводящий канал, в котором формируют трещины и далее с помощью формирования или роста трещин подземные ресурсы извлекают через трещины, в котором блокирующий гидролиз агент вводят под давлением в текучую среду, чтобы блокировать отклоняющий агент, служащий для временного перекрытия трещин, где блокирующий гидролиз агент представляет собой способную к гидролизу смолу, имеющую температуру стеклования (Tg) более низкую, чем температура окружающей среды извлечения, и способная к гидролизу смола, используемая в качестве блокирующего гидролиз агента, имеет индекс кристаллизации ΔHm не более 70 Дж/г, представленный приведенной расчетной формулой.

Настоящее изобретение относится к обработке подземного пласта. Способ обработки кремнистого или содержащего оксиды металлов подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий приготовление водного обрабатывающего флюида, содержащего обрабатывающий агент для модификации поверхности, имеющий якорь, и гидрофобный хвост; и водную среду, содержащую органическую кислоту; закачку водного обрабатывающего флюида в скважину, проходящую через подземный пласт, и связывание обрабатывающего агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта путем прикрепления якоря к пласту, при этом или (а) якорь представляет собой металл и гидрофобный хвост представляет собой кремнийорганический материал, фторированный углеводород или оба - кремнийорганический материал и фторированный углеводород, или (b) якорь представляет собой производное фосфорорганической кислоты и гидрофобная группа прикреплена к нему, металл якоря представляет собой металл Группы 3, 4, 5 или 6, органическую кислоту выбирают из группы, состоящей из уксусной, муравьиной, лимонной, щавелевой, малоновой, янтарной, яблочной, винной, фталевой, этилендиаминтетрауксусной (EDTA), нитрилотриуксусной, гликолевой, N-гидроксиэтил-N, N', N'-этилендиаминтриуксусной, гидроксиэтилиминодиуксусной, диэтилентриаминпентауксусной, циклогексилендиаминтетрауксусной кислот и их смесей.

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.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для интенсификации добычи нефти низкопроницаемых пород. Способ включает приготовление рабочих агентов, инжектирование их по продуктопроводу в продуктивный нефтекерогеносодержащий пласт.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. По одному варианту в способе извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем приготовление и закачку в пласт мицеллярного раствора - МР, содержащего углеводородную жидкость - УЖ, поверхностно-активное вещество - ПАВ, изопропиловый спирт и пресную воду, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины - НПНС при начальном давлении закачки и минерализацию воды - МВ, при НПНС 100-250 м3/сут и МВ 0,15 г/дм3 закачивают МР в объеме 2-10 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта - м3/м ТПП, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.

Изобретение относится к обработке воды, получаемой в ходе операций по обработке скважин. Способ обработки добываемой или возвратной воды из подземного пласта, включающий: смешивание добываемой или возвратной воды из подземного резервуара с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом, где указанная вода содержит полимерный загуститель или его остаток, а также разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, дезактивацию указанного разжижителя в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для получения воды, пригодной для рециркуляции, и закачивание рециркуляционной воды в подземный резервуар. Способ обработки флюида со сниженной вязкостью после операции гидроразрыва подземного пласта, через который проходит скважина, с использованием флюида для гидроразрыва, где указанный флюид содержит полимерный загуститель и разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, и указанный способ включает: снижение вязкости флюида для гидроразрыва за счет по крайней мере частичной деградации полимерного загустителя в присутствии витамина В1, илида или витамина В1 и илида, с получением флюида с пониженной вязкостью, дезактивацию витамина В1, илида или витамина В1 и илида в составе флюида с пониженной вязкостью при добавлении в этот флюид серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента, где флюидом со сниженной вязкостью является добываемая или возвратная вода. Способ обработки добываемой или возвратной воды, содержащей остаточный полимерный загуститель, включающий добавление витамина В1, илида или витамина В1 и илида в добываемую или возвратную воду и снижение вязкости добываемой или возвратной воды, а также добавление серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента в добываемую или возвратную воду для дезактивации витамина В1, илида или витамина В1 и илида. Способ интенсификации подземного пласта, через который проходит скважина, включающий закачивание в скважину флюида для обработки скважины, содержащего первый полимерный загуститель и витамин В1, илид или витамин В1 и илид, под давлением, достаточным для осуществления или инициации разрыва, снижение вязкости флюида для обработки скважины с использованием витамина В1, илида или витамина В1 и илида, извлечение добываемой или возвратной воды из скважины, дезактивацию витамина В1, илида или витамина В1 и илида в составе добываемой или возвратной воды при добавлении в добываемую или возвратную воду серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента, добавление второго полимерного загустителя в добываемую или возвратную воду для получения второго флюида для обработки и закачивание второго флюида для обработки в скважину под давлением, достаточным для осуществления или инициации разрыва пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки добываемой или возвратной воды. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 пр.

Наверх