Флюиды и способ, включающие наноцеллюлозу

Изобретение относится к флюидам, применяемым при обработке нефтегазоносной формации. Флюид для обработки подземной формации, содержащий водную двухфазную систему, включающую первую водную фазу и вторую водную фазу, где первая фаза содержит нанокристаллическую целлюлозу - NCC, включающую стержнеобразные частицы NCC, имеющие кристаллическую структуру, концентрация частиц NCC в первой фазе выше, чем их концентрация во второй фазе, и флюид способен становиться более вязким, чем либо первая фаза, либо вторая фаза, при переходе водной двухфазной системы в однофазную систему. Способ обработки подземной формации, содержащий введение указанного выше флюида в подземную формацию. Флюид для обработки подземной формации, содержащий растворитель, композицию, содержащую нанокристаллическую целлюлозу, содержащую стержнеобразные частицы NCC, имеющие кристаллическую структуру, и газ, причем флюид является вспененной цементной суспензией, включающей газ в количестве примерно от 10 до 80% по объему суспензии. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат – повышение эффективности обработки. 3 н. и 24 з.п. ф-лы, 6 ил., 7 табл.

 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Углеводороды (нефть, природный газ и т.д.) можно получить из подземной геологической формации («резервуара») путем бурения скважины, которая проникает в нефтегазоносную формацию. Способы обработки скважины часто используют, чтобы увеличить добычу углеводородного сырья с помощью химической композиции или флюида, например, флюида для обработки.

Применение флюида для обработки, содержащего экологически безопасные материалы в нефтепромысле, желательно, так как большинство химических композиций, которые не считаются экологически безопасными (или т.н. «зелеными»), могут оказывать потенциально неблагоприятное воздействие как на людей, так и на окружающую среду. Для решения этой проблемы часто требуются «зеленые» химические заменители.

Целлюлозное волокно с его производными является одним из наиболее распространенных возобновляемых полимерных ресурсов на земле. В последнее время исследования в отношении одного вида наноцеллюлозы (NC) (которую называют нанокристаллической целлюлозой (NCC), а также могут называть целлюлозными нанокристаллами, или нитевидными кристаллами наноцеллюлозы) становятся все более востребованными, особенно из-за ее возобновляемости и экологичности. NCC может быть извлечена из целлюлозных микрофибрилл, которые получают как таковые из различных целлюлозных источников (например, древесной целлюлозы, хлопка, древесины хвойных пород и древесины твердолиственных пород) с помощью кислотного гидролиза аморфных областей. Полученные кристаллические наночастицы являются исключительно жесткими и стержневидными с высокой удельной поверхностью. Гидролитическая обработка непосредственно влияет на размеры, устойчивость и долю производимой NCC. В частности, применение серной кислоты поверх хлористоводородной кислоты увеличит поверхностные заряды (сульфатные группы) на NCC, что приведет к гораздо более стабильным коллоидным суспензиям в воде. В дополнение к заряженным группам, которые присутствуют на поверхности NCC, полученной благодаря гидролитической обработке, NCC имеет свободные гидроксильные группы, которые могут быть дополнительно функционализованы, чтобы создать материал, более совместимый с заданной матрицей (например, нанокомпозит) или наделить NCC необходимой характеристикой, которую можно использовать для заданных применений на нефтяных месторождениях. Избыток гидроксильных групп на поверхности NCC обеспечивает различные химические модифицирования, что позволяет использовать эти материалы для выполнения требуемой функции и (или) достижения желаемой цели в различных применениях на нефтяных месторождениях.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Данное изложение сущности изобретения предназначено для того, чтобы представить выбор концепций, которые дополнительно описаны ниже в подробном описании изобретения. Данное изложение сущности изобретения не предназначено для выявления ключевых или основных признаков заявленного объекта, а также не предназначено для использования в качестве пособия для ограничения объема заявленного объекта изобретения. В некоторых вариантах осуществления изобретения данное раскрытие изобретения относится к флюиду для обработки подземной формации, содержащему растворитель и композицию, содержащую нанокристаллическую целлюлозу. В некоторых вариантах осуществления изобретения данное раскрытие изобретения относится к способу обработки подземной формации, причем этот способ включает в себя приготовление флюида для обработки, содержащего растворитель и нанокристаллическую целлюлозу; и введение флюида для обработки в ствол скважины.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Образ действий, которыми можно достичь целей данного раскрытия и других необходимых характеристик, объясняется в нижеследующем описании и прилагаемых чертежах, на которых:

Фиг. 1 иллюстрирует результаты различных экспериментов по статическому осаждению монокристаллического песчаника, проводимых с пробами наноцеллюлозы;

Фиг. 2 показывает график зависимости вязкости и скорости сдвига для пробы, содержащей смесь гуара и NCC;

Фиг. 3 иллюстрирует термоустойчивость реологических характеристик смеси гуара и NCC;

Фиг. 4 показывает график вязкости, измеренной в зависимости от скорости сдвига, для проб, содержащих СМС и (или) NCC;

Фиг. 5 показывает график вязкости, измеренной в зависимости от температуры, для проб, содержащих вязкоупругие поверхностно-активные вещества, смешанные с NCC; и

Фиг. 6 показывает график вязкости, измеренной в зависимости от скорости сдвига, для проб, содержащих вязкоупругие поверхностно-активные вещества, смешанные с NCC.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В последующем описании изложены многочисленные подробности, чтобы помочь в понимании данного раскрытия изобретения. Однако специалистам в данной области техники будет понятно, что способы данного раскрытия изобретения можно применять на практике без этих подробностей и что возможны многочисленные вариации и модификации описанных вариантов осуществления изобретения.

Вначале следует отметить, что в разработке любого действительного варианта осуществления изобретения необходимо принять многочисленные решения по заданным вариантам реализации такого изобретения, чтобы достичь заданных целей разработчика, таких как соблюдение связанных с системой или бизнесом ограничений, которые будут отличаться в каждом случае реализации изобретения. Более того, следует осознавать, что такая разработка может быть сложной и длительной и в то же время рутинной для специалистов в данной области техники, извлекающих пользу из данного раскрытия изобретения. К тому же, использованные/раскрытые здесь композиции также могут содержать некоторые компоненты, отличающиеся от приведенных в документе. В сущности изобретения и этом подробном описании каждую числовую величину следует воспринимать сначала как определенную термином «приблизительно» (если уже четко не определено), а затем воспринимать как не определенную таким образом, если в контексте не указано иначе. Также в сущности изобретения и этом подробном описании следует понимать, что диапазон, перечисленный или описанный как практически используемый, приемлемый и т.п., подразумевает, что сюда включается любой допустимый поддиапазон в пределах диапазона, по меньшей мере потому, что любой показатель в пределах диапазона, включая начальный и конечный показатели, должен рассматриваться как упомянутый. Например, «диапазон от 1 до 10» следует воспринимать как указывающий на каждое возможное число в диапазоне от примерно 1 до примерно 10. Кроме того, один или более показателей в этих примерах изобретения могут объединяться друг с другом или объединяться с одним из показателей в спецификации, чтобы создать диапазон, и таким образом включают каждое возможное значение или число в пределах этого диапазона. Таким образом, 1) даже если четко определены многочисленные заданные показатели в пределах диапазона, 2) даже если нет ссылки на более заданные показатели из диапазона или 3) даже если четко не упоминается ни один из показателей в пределах диапазона, следует понимать, (i) что авторы изобретения осознают и понимают, что любой возможный показатель в пределах диапазона необходимо рассматривать как заданный, и (ii) что авторы изобретения располагают сведениями о всем диапазоне, каждом возможном поддиапазоне в пределах диапазона и каждом возможном показателе в пределах диапазона. Кроме того, объект изобретения в данном применении, раскрытый здесь в качестве иллюстрации, может быть приемлемым образом реализован при отсутствии любого элемента (любых элементов), который здесь конкретно не раскрыт.

Способы, описанные в данном раскрытии изобретения, относятся к введению флюидов, содержащих нанокристаллическую целлюлозу (NCC), например, флюида для обработки, содержащего NCC и (или) частицу NCC, в подземную формацию. Такие флюиды для обработки можно вводить, применяя необходимые способы в любое время в течение полного эксплуатационного цикла резервуара, месторождения или нефтяного месторождения; например, способы и флюиды для обработки в соответствии с данным раскрытием изобретения можно использовать в любом необходимом применении на скважине (например, интенсификация притока) в течение полного эксплуатационного цикла резервуара, месторождения или нефтяного месторождения.

Термин «флюид для обработки» относится к любому флюиду, который используют в подземной операции в связи с необходимой функцией и (или) для необходимой цели. Термин «обработка» не подразумевает какого-то конкретного действия флюида. Например, флюидом для обработки (таким как флюид для обработки, содержащий NCC), который вводят в подземную формацию вслед за флюидом переднего края, может быть флюид гидроразрыва, кислотный флюид (флюид кислотного гидроразрыва, кислотный отклоняющий флюид), флюид для воздействия на формацию, флюид для борьбы с пескопроявлением, флюид для заканчивания скважины, флюид для консолидации ствола скважины, рекультивирующий флюид для обработки, цементирующий флюид, буровой флюид, вытесняющий флюид, флюид гидроразрыва с установкой гравийных фильтров или флюид для гравийной набивки. Способы, описанные в данном раскрытии изобретения, с применением NCC, и флюидов для обработки, содержащих NCC, могут быть реализованы в полномасштабных операциях, тампонажах или любом их сочетании. Употребляемый здесь термин «тампон» является типом специально подготовленного в небольшом объеме флюида для обработки, например, содержащего NCC флюида для обработки, введенного в ствол скважины или циркулирующего в нем.

Термин «гидроразрыв» относится к процессу и способам разрушения геологической формации и создания трещины, например, горной формации вокруг скважины путем закачки флюида под очень высоким давлением (давлением, превышающим определенное давление закрытия разрыва в формации), чтобы увеличить объемы добычи из углеводородного резервуара или увеличить скорость закачивания в него. Способы гидроразрыва в соответствии с данным раскрытием изобретения могут включать в себя NCC в одном или более флюидах для обработки, но иным образом использовать общепринятые технологии, известные в данной области техники.

В вариантах осуществления данного изобретения флюиды для обработки согласно данному раскрытию изобретения можно вводить в ствол скважины. Стволы скважин могут быть вертикальными, горизонтальными, отклоняющимися под некоторым углом между вертикалью и горизонталью и быть их сочетаниями, например, вертикальным стволом с невертикальным компонентом.

Термин «месторождение» включает наземные (поверхностные и подземные) и расположенные под морским дном применения. Употребляемый здесь термин «нефтяное месторождение» включает углеводородно-нефтяные месторождения и формации или части формаций, в которых возможно наличие нефтяного масла и газа, но которые дополнительно могут содержать другие материалы, такие как вода, соляной раствор или какую-либо другую композицию.

Термин «температура обработки» относится к температуре флюида для обработки, которая наблюдается в то время, когда флюид для обработки выполняет необходимую функцию и (или) достигает нужной цели.

Термин «функционализация поверхности» относится, например, к процессу присоединения (с помощью ковалентной или ионной связи) функциональной группы или химического фрагмента к поверхности NCC.

Фраза «поверхность нанокристаллической целлюлозы» относится, например, к внешним окружным зонам частицы NCC, например, внешним окружным зонам частицы NCC, которая содержит компоненты, подходящие для участия в химических реакциях.

Термин «фрагмент» и (или) «фрагменты» относится, например, к конкретной функциональной группе или части молекулы, например, плотноупакованным гидроксильным компонентам на поверхности NCC.

Термин «модификатор поверхности» относится, например, к веществу, например, химическому фрагменту, который присоединяется или который присоединяют к поверхности NCC. Такое присоединение может осуществляться путем образования сложных эфиров, образования простых эфиров, ацетилирования, силилирования, оксидирования, прививки полимеров на поверхность, функционализации с помощью различных химических компонентов (например, гидрофобной группы) и нековалентной модификации поверхности, например, поглощающих поверхностно-активных веществ, которые могут взаимодействовать с помощью гидроксильной группы, сульфатэфирной группы, карбоксилатных групп, галоидов, простых эфиров, альдегидов, кетонов, сложных эфиров, аминов и (или) амидов.

Термин «мягкие условия» относится, например, к экспериментальным условиям, таким как гидролитические условия, которые настолько мягки, что не приводят ни к какому значительному ухудшению свойств или разложению (как в случае, когда внешняя окружность нанокристаллической целлюлозы полностью поглощена или гидролизирована, и (или) когда около 5% массы нанокристаллической целлюлозы были поглощены или гидролизованы) частиц NCC. Гидролитические условия могут относиться к типу кислоты, концентрации, продолжительности гидролиза и температуре. Прохождение гидролиза можно регулировать, чтобы достигать желаемых характеристик. Гидролитические условия, в которых находится целлюлоза, могут определять форму, степень кристалличности и долю полученной NCC, которая может быть частицами NCC, имеющими определенную форму, включая стержневидную кристаллическую наночастицу. Например, если в случае неполного гидролиза, аморфная фаза все еще может присутствовать, приводя к образованию более длинных частиц, но если гидролиз является слишком глубоким (например, при его более долгой продолжительности, при высокой температуре), то какая-то кристаллическая область может начать поглощаться. В вариантах осуществления изобретения, когда целлюлоза, от которой происходит частица NCC, подвергается воздействию мягких условий, кристаллическая структура NCC может не нарушаться и сохраняется первоначальная форма NCC. В вариантах осуществления изобретения применение мягких условий приводит к тому, что в частице NCC внешняя окружность нанокристаллической целлюлозы не разрушается.

Термин «гомогенность» относится, например, к характеристическому свойству смесей и элементов. Этот термин можно использовать для описания смеси или раствора, состоящих из двух или более смесей или элементов, которые равномерно диспергированы друг в друге.

Термин «аморфная область» относится, например, к областям материала, например, целлюлозного волокна, которым свойственно отсутствие молекулярной решетчатой структуры или которые имеют разупорядоченную или не четко определенную кристаллическую структуру, в результате чего обладают низкой устойчивостью к воздействию кислот.

Термин «паракристаллическая область» относится, например, к областям материала, например, целлюлозного волокна, которым свойственна структура, частично аморфная и частично кристаллическая, но не полностью та или другая, в результате чего они обладают более большей устойчивостью к воздействию кислот по сравнению с аморфными областями материала.

Термин «кристаллическая область» относится, например, к зонам материала, например, целлюлозного волокна, которые имеют устойчивую характеристику с постоянным, упорядоченным расположением частиц, в результате чего они обладают высокой устойчивостью к воздействию кислот.

Выражение «водная дисперсия NCC» относится, например, к двухфазной системе, которая состоит из частиц NCC, равномерно распределенных по всей водной матрице. После распределения частицы NCC могут образовывать однофазную коллоидную суспензию.

Употребляемый здесь термин «меш» означает размер сит Тайлера. Размер сит Тайлера представляет собой шкалу размера частиц в порошках. Размер частиц можно классифицировать просеиванием или отделением, то есть просеиванием образца сквозь сито определенного размера. Частицы могут быть разделены по размеру на два или более типов частиц путем наложения сит, определяющих тем самым распределение частиц по размерам.

НАНОЦЕЛЛЮЛОЗА

Наноцеллюлоза может относиться по меньшей мере к трем различным типам наноцеллюлозных материалов, которые различаются в зависимости от способа производства и источника натуральных волокон. Эти три типа наноцеллюлозных материалов называются нанокристаллической целлюлозой (NCC), микрофибриллированной целлюлозой (MLC) и целлюлозой бактериального происхождения (ВС), которые описаны ниже. Дополнительные подробности относительно этих материалов описаны в патентах США №4341807, 4374702, 4378381, 4452721, 4452722, 4464287, 4483743, 4487634 и 4500546, причем раскрытие каждого из данных патентов включено здесь в качестве ссылки в полном объеме.

Наноцеллюлозные материалы имеют повторяющиеся звено β-1,4 связанных D-глюкозных звеньев, как видно из следующей химической структуры:

Целочисленные значения переменной n относятся к длине наноцеллюлозных цепей, которая, как правило, зависит от источника целлюлозы и даже от части растения, содержащей целлюлозный материал.

В некоторых вариантах осуществления изобретения n может быть целым числом от примерно 100 до примерно 10000, от примерно 1000 до примерно 10000 или от примерно 1000 до примерно 5000. В других вариантах осуществления изобретения n может быть целым числом от примерно 5 до примерно 100. В других вариантах осуществления изобретения n может быть целым числом от примерно 5000 до примерно 10000. В вариантах осуществления изобретения наноцеллюлозные цепи могут иметь средний диаметр от примерно 1 нм до примерно 1000 нм, например, от примерно 10 нм до примерно 500 нм или от примерно 50 нм до примерно 100 нм.

Нанокристаллическую целлюлозу (NCC), также называемую целлюлозными нанокристаллами, нитевидными кристаллами целлюлозы или целлюлозными стержнеобразными нанокристаллами, можно получить из целлюлозных волокон. Однако целлюлозные нанокристаллы могут иметь различные формы, помимо стержнеобразной. Вариантами таких форм являются любые нанокристаллы в форме многогранника с 4-8 сторонами, например, прямоугольника, шестигранника или восьмигранника. NCC, как правило, образуются путем гидролиза целлюлозных волокон из различных источников, таких как хлопок, дерево, пшеничная солома и целлюлоза из водорослей и бактерий. Для этих целлюлозных волокон характерно наличие двух отдельных областей, аморфной области и кристаллической области. В вариантах осуществления изобретения NCC может образовываться путем кислотного гидролиза аморфных областей целлюлозных волокон, которые имеют более низкую устойчивость к воздействию кислот по сравнению с кристаллическими областями целлюлозных волокон. Следовательно, образуются имеющие кристаллическую структуру частицы NCC «стержнеобразных» форм (в дальнейшем именуемые как «стержнеобразные частицы нанокристаллической целлюлозы» или просто «частицы NCC»). В вариантах осуществления изобретения процесс гидролиза может проходить в мягких условиях, так что не приводит к существенному разрушению или разложению стержнеобразной кристаллической части целлюлозы.

В некоторых вариантах осуществления изобретения NCC может образовываться путем кислотного гидролиза аморфных и неупорядоченных паракристаллических зон целлюлозных волокон, которые имеют более низкую устойчивость к воздействию кислот по сравнению с кристаллическими зонами целлюлозных волокон. Во время гидролитической реакции аморфные и неупорядоченные паракристаллические области целлюлозных волокон гидролизируются, в результате чего удаляются поврежденные микрофибриллы. Этот процесс также приводит к тому, что стержнеобразные частицы нанокристаллической целлюлозы, или просто «частицы NCC» приобретают кристаллическую структуру. В вариантах осуществления изобретения процесс гидролиза может проходить в мягких условиях, так что не приводит к существенному разрушению или разложению стержнеобразной кристаллической части целлюлозы.

Следовательно, образуются имеющие кристаллическую структуру частицы NCC «стержнеобразных» форм (в дальнейшем именуемые как «стержнеобразные частицы нанокристаллической целлюлозы» или просто «частицы NCC»).

Частицы NCC могут быть исключительно прочными, характеризуясь большим значением модуля продольной упругости Юнга (150 ГПа) и могут иметь морфологию и кристалличность подобно первоначальным целлюлозным волокнам (только без наличия аморфных зон). В некоторых вариантах осущесвления изобретения степень кристалличности может варьироваться по массе от примерно 50% до примерно 100%, например, от примерно 65% до примерно 85% или от примерно 70% до примерно 80%. В некоторых вариантах реализации изобретения степень кристалличности составляет по массе от примерно 85% до примерно 100%, например, от примерно 88% до примерно 95%.

В вариантах осуществления изобретения частицы NCC могут иметь длину от примерно 50 нм до примерно 500 нм, например, от примерно 75 нм до примерно 300 нм или от примерно 50 нм до примерно 100 нм. В вариантах осуществления изобретения диаметр частиц NCC может дополнительно составлять от примерно 2 нм до примерно 500 нм, например, от примерно 2 нм до примерно 100 нм или от примерно 2 нм до примерно 10 нм. В вариантах осуществления изобретения частицы NCC могут иметь аспектное отношение (длина:диаметр) от примерно 10 до примерно 100, например, от примерно 25 до примерно 100 или от примерно 50 до примерно 75.

Технологиями, которые обычно используются для определения размера частиц NCC, являются сканирующая электронная микроскопия (SEM), просвечивающая электронная микроскопия (TEM) и (или) атомно-силовая микроскопия (AFM). Для определения степени кристалличности можно использовать широкоугольную дифракцию рентгеновских лучей (WAXD).

В некоторых вариантах осуществления изобретения NCC или частицы NCC могут иметь поверхность, тесно упакованную гидроксильными группами, что содействует осуществлению химического модифицирования на их поверхности. В вариантах осуществления изобретения некоторые из гидроксильных групп NCC или частиц NCC, возможно, были в ходе кислотного разложения модифицированы или преобразованы, например, в сульфатэфирную группу до, в процессе и (или) после введения в ствол скважины. В некоторых вариантах осуществления изобретения некоторые из гидроксильных групп на поверхности NCC или частиц NCC, возможно, были модифицированы или преобразованы в карбоксилатные.

В вариантах осуществления изобретения выбор способа получения NCC или частиц NCC (и, следовательно, функциональных групп на поверхности NCC или частиц NCC) может учитывать заданные характеристики флюидов, содержащих NCC или частицы NCC. Например, флюиды, содержащие NCC или частицы NCC, могут демонстрировать тиксотропное поведение или антитиксотропное поведение, или не зависящую от времени вязкость. Например, флюиды, которые содержат обработанные хлористоводородной кислотой NCC или частицы NCC, могут иметь тиксотропное поведение при концентрациях выше 0,5% (вес/объем), и антитиксотропное поведение при концентрациях ниже 0,3% (вес/объем), а флюиды, которые содержат обработанные серной кислотой NCC или частицы NCC, могут проявлять не зависящую от времени вязкость.

В вариантах осуществления изобретения NCC или частицы NCC могут быть функционализированы, чтобы образовать модифицированные частицы NCC, например, функционализированные частицы NCC, в которых внешняя окружность нанокристаллической целлюлозы была функционализирована различными модификаторами поверхности, функциональными группами, видами и (или) молекулами. Например, такие химические функционализации и (или) модификации можно осуществить, чтобы ввести на поверхность NCC или частиц NCC стабильные отрицательные или положительные электростатические заряды. Введение на поверхность NCC или частиц NCC отрицательных или положительных электростатических зарядов может обеспечивать лучшую дисперсию в необходимом растворителе или среде.

В вариантах осуществления изобретения NCC или частицы NCC могут быть только поверхностно-функционализированными NCC или частицами NCC, в которых функционализирована только внешняя окружность с помощью различных модификаторов поверхности, функциональных групп, видов и (или) молекул. В вариантах осуществления изобретения поверхность NCC или частиц NCC может быть модифицирована, например, путем удаления любых заряженных поверхностных фрагментов в условиях, используемых для функционализации поверхности, чтобы свести к минимуму флокуляцию NCC или частиц NCC при дисперсии в растворителе, например, водном растворителе.

Модификацию, например, модификацию, при которой модифицируется только поверхность NCC или частиц NCC, можно выполнять различными способами, включая, например, способы образования сложных эфиров, образования простых эфиров, ацетилирования, силилирования, оксидирования, прививки полимеров на поверхность, функционализации различными химическими фрагментами (например, гидрофобной группой, чтобы усилить совместимость с углеводородами и (или) нефтью), и осуществлять нековалентное модифицирование поверхности, в том числе используя, по желанию, поглощающие поверхностно-активные вещества и полимерное покрытие. В вариантах осуществления изобретения процесс функционализации поверхности может проходить в мягких условиях, так что он не приводит ни к какому существенному разрушению или разложению стержнеобразных нанокристаллических частиц.

В вариантах осуществления изобретения модификация (например, модификация, при которой модифицируется только поверхность) с помощью технологий привитой полимеризации может сохранять форму NCC или частиц NCC. Например, форму можно сохранить, выбрав низкомолекулярный полимер, такой как полимер с молекулярной массой, не превышающей примерно 100000 дальтон или не превышающей примерно 50000 дальтон, чтобы привить его на поверхность частиц NCC.

В вариантах осуществления изобретения химические модификации могут включать в себя электрофилы, применительно к заданным участкам, при взаимодействии с гидроксильными группами на поверхностях NCC или частиц NCC. К примеру, такие электрофилы можно представить общей формулой, например, RX, где «X» представляет замещаемую группу, которая может содержать галоген, тозилат, мезилат, алкоксид, гидроксид или т.п., а «R» может представлять группы алкила, силана, амина, простого эфира, сложного эфира и т.п. В вариантах реализации изобретения функционализация поверхности с помощью таких электрофилов может быть выполнена таким образом, чтобы не уменьшить размер или прочность NCC или частицы NCC.

В некоторых вариантах осуществления изобретения поверхности NCC или частицы NCC могут иметь функционализацию поверхности от примерно 5 до примерно 90 процентов, например, от примерно 25 до примерно 75 процентов и (или) от примерно 40 до примерно 60 процентов. В некоторых вариантах осуществления изобретения могут быть химически модифицированы от примерно 5 до примерно 90 процентов гидроксильных групп на поверхностях NCC и частиц NCC, могут быть химически модифицированы от примерно 25 до примерно 75 процентов гидроксильных групп на поверхностях NCC и частиц NCC, или от примерно 40 до примерно 60 процентов гидроксильных групп на поверхностях NCC и частиц NCC.

Можно использовать инфракрасную спектроскопию с преобразованием Фурье (FT-IR) спектроскопию комбинационного рассеяния и (или) другие известные способы оценки процента функционализации поверхности, например, исследование типов колебаний и функциональных групп, присутствующих на NCC или частицах NCC. Кроме того, анализ локальной химической композиции целлюлозы, NCC или частиц NCC может быть выполнен с помощью энергодисперсионной рентгеновской спектроскопии (EDS). Основной состав химической композиции может быть определен с помощью элементного анализа (ЕА). Для определения поверхностного заряда и плотности можно использовать измерения зета-потенциала. Чтобы понять изменения теплоемкости и термостойкости, можно использовать термогравиметрический анализ (TGA) и дифференциальную сканирующую калориметрию (DSC).

Микрофибриллированная целлюлоза (MFC), или нанофибриллы, является одной из форм наноцеллюлозы, полученной из древесных материалов, сахарной свеклы, сельскохозяйственного сырья или отходов производства. В MFC отдельные микрофибриллы не полностью или полностью отделены друг от друга. Например, микрофибриллированный целлюлозный материал имеет средний диаметр от примерно 5 нм до примерно 500 нм, от примерно 5 нм до примерно 250 нм или от примерно 10 нм до примерно 100 нм. В некоторых вариантах осуществления изобретения микрофибриллированный целлюлозный материал может иметь средний диаметр от примерно 10 нм до примерно 60 нм. Кроме того, в MFC длина может составлять до 1 мкм, например, от примерно 500 нм до примерно 1 мкм или от примерно 750 нм до примерно 1 мкм. Отношение длины (L) к диаметру (D) в MFC может составлять от примерно 50 до примерно 150, например, от примерно 75 до примерно 150 или от примерно 100 до примерно 150.

Одним распространенным способом получения MFC является расслоение древесной массы с помощью механического давления до и (или) после химической или ферментативной обработки. Дополнительные способы включают в себя шлифование, гомогенизацию, интенсификацию, гидролиз/электропрядение и ионные жидкости. Механическая обработка целлюлозных волокон является очень энергоемкой, и это было одним из главных препятствий для коммерческой эффективности. Дополнительные варианты производства MFC описаны в WO 2007/091942, WO 2011/051882, патент США №7381294, в опубликованной патентной заявке США №2011/0036522, причем каждая из заявок включена в данное описание посредством ссылки в полном объеме.

MFC может иметь подобный диаметр, как и частица NCC, но MFC является более гибкой, поскольку частицы NCC имеют очень высокое содержание кристаллического вещества (что ограничивает податливость). Например, в отличие от высокого содержания кристаллического вещества в частицах NCC, которое может быть однородно распределено или быть постоянным по всей частице NCC, MFC содержит четкие аморфные области, такие как аморфные области, чередующиеся с кристаллическими областями, или аморфные области, в которых кристаллические области рассеяны. К тому же, MFC обладают слабой организацией в нанодиапазоне, тогда как NCC и (или) частицы NCC высоко организованы. Кроме того, степень кристалличности MFC может достигать 50%, тогда как степень кристалличности NCC выше и зависит от способа производства.

Наноцеллюлоза бактериального происхождения является материалом, полученным, к примеру, с помощью бактерий из сахара с низкой молекулярной массой и спирта. Диаметр этой наноцеллюлозы составляет в общем примерно 20-100 нм. Характеристики производящей целлюлозу бактерии, и условия встряхиваемой культуры описаны в патенте США №4863565, раскрытие которого включено в данное описание посредством ссылки во всей своей полноте. Частицы наноцеллюлозы бактериального происхождения являются микрофибриллами, выделяемыми различными бактериями, которые были отделены от бактериальных тел и среды роста. Полученные в результате этого микрофибриллы имеют длину, измеряемую в микронах, большое аспектное отношение (более 50) с морфологией, зависящей от конкретных бактерий и условий культивирования.

Варианты применения NCC и частиц NCC

Как обсуждалось выше, в вариантах осуществления изобретения способы в соответствии с данным раскрытием изобретения связаны с применением NCC и (или) частиц NCC в различных применениях на нефтяных месторождениях. Например, NCC и (или) частицы NCC можно использовать как добавку к общепринятым флюидам для обработки скважин, которыми пользуются при гидроразрыве формации, цементировании, борьбе с пескопроявлением, стабилизации сланцев, миграции тонкозернистых частиц почвы, буровых флюидах, снижении давления трения, нарушенной циркуляции, чистке скважины и т.п. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции в соответствии с данным раскрытием изобретения могут содержать одну или более NCC и (или) частиц NCC для вышеупомянутых применений в количестве от примерно 0,001 масс. % до 10 масс. %, например, от примерно 0,01 масс. % до примерно 10 масс. %, от примерно 0,1 масс. % до примерно 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета общего веса флюида, флюида для обработки или композиции.

Например, NCC и (или) частицы NCC также можно использовать во флюидах для обработки, таких как загуститель, расклинивающий агент, агент для упрочнения материала (например, для структурного усиления, для цементирования), агент для понижения водоотдачи, агент для понижения трения/агент для понижения сопротивления и (или) агент для смягчения газа. Модифицирование поверхности NCC и (или) частиц NCC можно использовать для усиления или ослабления одной или более характеристик NCC и (или) частиц NCC в сочетании, по желанию, с вышеупомянутым применением. В вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции, описанные в данном раскрытии изобретения, содержат одну или более NCC и (или) частиц NCC, как вышеупомянутые агенты, в количестве от примерно 0,001 масс. % до примерно 10 масс. %, от 0,01 масс. % до 10 масс. %, например, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции.

Что касается цементирования, NCC и (или) частицы NCC можно использовать в стабилизированном вспененном цементном растворе как добавку для цементной композиции, чтобы уменьшить миграцию газа, стабилизировать цементные растворы и (или) как добавку для усиления ствола скважины и (или) цементной колонны. Модифицирование поверхности NCC и (или) частиц NCC можно использовать для усиления или ослабления одной или более характеристик NCC и (или) частиц NCC в сочетании, по желанию, с вышеупомянутым применением. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции, описанные в данном раскрытии изобретения, могут содержать одну или более NCC и (или) частиц NCC для вышеупомянутого применения в количестве от примерно 0,001 масс. % до примерно 10 масс. %, например, от 0,01 масс. % до 10 масс. %, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции.

В некоторых вариантах осуществления изобретения NCC и (или) частицы NCC могут быть включены в вытесняющий флюид, который закачивается между буровым раствором и цементным раствором, чтобы предотвратить загрязнение примесями. NCC и (или) частицы NCC могут добавляться, чтобы усилить и (или) поддержать эффективную вязкость для предотвращения смешивания бурового раствора с цементным раствором. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции, описанные в данном раскрытии изобретения, могут содержать одну или более NCC и (или) частиц NCC для вышеупомянутого применения в количестве от примерно 0,001 масс. % до примерно 10 масс. %, от 0,01 масс. % до 10 масс. %, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции.

В другом варианте осуществления изобретения NCC и (или) частицы NCC можно использовать в качестве стабилизатора эмульсий, чтобы повысить стабильность различных эмульсий, используемых в процессе кислотной обработки, водных двухфазных систем и (или) стабилизации пены. Модифицирование поверхности NCC и (или) частиц NCC (например, модифицирование поверхности NCC и (или) частиц NCC, включая углеводородную группу, можно использовать для усиления или ослабления одной или более характеристик NCC и (или) частиц NCC в сочетании, по желанию, с вышеупомянутыми применениями. Термин «углеводородная группа» относится, например, к углеводородной группе либо с разветвленной, либо с неразветвленной цепью, например, группе с общей формулой CnH2n+1 или CnH2n-1, в которой n является целым числом со значением 1 или больше. Например, n может быть в диапазоне от 1 до примерно 60 или от 5 до 50. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции, описанные в данном раскрытии изобретения, могут содержать одну или более NCC и (или) частиц NCC для вышеупомянутого использования в количестве от примерно 0,001 масс. % до примерно 10 масс. %, например, от 0,01 масс. % до 10 масс. %, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции.

В другом варианте осуществления изобретения NCC и (или) частицы NCC можно использовать для повышения термической стабильности полимерных флюидов, например, флюидов, содержащих вязкоупругое поверхностно-активное вещество (VES). Модифицирование поверхности NCC и (или) частиц NCC (например, увеличение или уменьшение плотности заряда или типа заряда (анионного или катионного) на поверхности NCC и (или) частиц NCC) можно использовать для усиления или ослабления одной или более характеристик NCC и (или) частиц NCC в сочетании, по желанию, с вышеупомянутыми применениями. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции, описанные в данном раскрытии изобретения, могут содержать одну или более NCC и (или) частиц NCC для вышеупомянутых применений в количестве от примерно 0,001 масс. % до примерно 10 масс. %, например, от 0,01 масс. % до 10 масс. %, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции.

В другом варианте реализации изобретения NCC и (или) частицы NCC можно использовать для улучшения доставки и консервации различных твердых материалов, часто включенных в вышеупомянутые флюиды для обработки, чтобы доставлять тампонные материалы, расклинивающий наполнитель и гравийную набивку. Модифицирование поверхности NCC и (или) частиц NCC можно использовать для усиления или ослабления одной или более характеристик NCC и (или) частиц NCC в сочетании, по желанию, с вышеупомянутыми использованиями. В некоторых вариантах реализации изобретения флюиды, флюиды для обработки или составы, описанные в данном раскрытии изобретения, могут содержать одну или более NCC и (или) частиц NCC для вышеупомянутых использований в количестве от примерно 0,001 масс. % до примерно 10 масс. %, например, от 0,01 масс. % до 10 масс. %, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или состава.

В другом варианте осуществления изобретения NCC и (или) частицы NCC можно использовать для повышения солеустойчивости морской воды и (или) промысловой воды. Модифицирование поверхности NCC и (или) частиц NCC (например, увеличение или уменьшение плотности заряда или типа заряда на поверхности NCC и (или) частиц NCC) можно использовать для усиления или ослабления одной или более характеристик NCC и (или) частиц NCC в сочетании, по желанию, с вышеупомянутыми применениями. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции, описанные в данном раскрытии изобретения, могут содержать одну или более NCC и (или) частиц NCC для вышеупомянутых применений в количестве от примерно 0,001 масс. % до примерно 10 масс. %, например, от 0,01 масс. % до 10 масс. %, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции.

В другом варианте осуществления изобретения NCC и (или) частицы NCC можно использовать для повышения вязкости водных флюидов и флюидов на основе неводных растворителей (то есть флюидов на масляной основе). В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции, описанные в данном раскрытии изобретения, могут содержать одну или более NCC и (или) частиц NCC для вышеупомянутых применений в количестве от примерно 0,001 масс. % до примерно 10 масс. %, например, от 0,01 масс. % до 10 масс. %, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции.

Для данного раскрытия изобретения в вариантах его осуществления можно выбрать соответствующие компоненты и способы реализации изобретений, описанные в патентах. Способы и флюиды для гидроразрыва несцементированной формации, которые включают введение цементирующих флюидов, как описано в патенте США № 6732800, раскрытие которого включено здесь в качестве ссылки в полном объеме. Методы и флюиды для стимуляции низкопроницаемых формаций, как описано в патенте США №7806182, раскрытие которого включено здесь в качестве ссылки в полном объеме. Способы и флюиды для регулирования водоотдачи в операциях гидроразрыва формации и (или) регулирования нарушенной циркуляции, известных в данной области техники, как описано в патентах США №7482311, 7971644, 7956016 и 8381813, раскрытие которых включено здесь в качестве ссылки в полном объеме. Флюиды гидроразрыва формации с использованием разлагаемых полимеров в качестве загустителей, как описано в патенте США №7858561, раскрытие которого включено здесь в качестве ссылки в полном объеме. Технологии гидроразрыва формации с помощью общепринятых флюидов для гидроразрыва и схема обработки гидроразрыва, как описано в патенте США №7337839, раскрытие которого включено здесь в качестве ссылки в полном объеме. Способы и флюиды для гравийной набивки ствола скважины, проникающей сквозь подземную формацию, как описано в патенте США №8322419, раскрытие которого включено здесь в качестве ссылки в полном объеме. Способы и флюиды для борьбы с пескопроявлением в скважине, известные в данной области техники, как описано в патенте США №6752206, раскрытие которого включено здесь в качестве ссылки в полном объеме. Способы и композиции для бурения или цементирования скважины, известные в данной области техники, как описано в патенте США №5518996, раскрытие которого включено здесь в качестве ссылки в полном объеме. Кроме того, ниже приведены некоторые из известных способов кислотной обработки формаций, содержащих углеводороды, которые можно использовать как часть данного способа: патенты США №3215199; 3297090; 3307630; 2863832; 2910436; 3251415; 3441085; и 3451818, которые включены в данное раскрытие изобретения в качестве ссылки в полном объеме.

Известные способы, флюиды и композиции, такие как раскрытые в указанных выше патентах, можно модифицировать, чтобы включить NCC и (или) частицу NCC; или NCC и (или) частицу NCC можно использовать в качестве замены одного или более компонентов, таких как, например, загуститель, расклинивающий наполнитель, агент для упрочнения материала, агент для понижения водоотдачи, агент для понижения трения/агент для понижения сопротивления, агент для смягчения газа в качестве добавки к составу тампонажной смеси и (или) в качестве добавки для укрепления ствола скважины и (или) цементной колонны, которые раскрыты в приведенных выше патентах.

В вариантах осуществления изобретения NCC и (или) частицы NCC добавлены в такие известные флюиды и (или) композиции либо в предварительно гидратированном виде в воду, например, деионизированную воду, либо непосредственно в такие известные флюиды и (или) композиции в виде порошка.

Хотя способы и флюиды для обработки в соответствии с данным раскрытием изобретения описаны в данном документе как содержащие NCC и (или) частицу NCC, следует понимать, что способы и флюиды, описанные в данном раскрытии изобретения, могут, по выбору, содержать другие дополнительные материалы, такие как материалы и дополнительные компоненты, описанные в вышеупомянутых патентах.

Как описано подробно ниже, NCC и (или) частица NCC могут выполнять разнообразные предназначенные функции, когда они находятся во флюиде для обработки.

ФЛЮИДЫ ДЛЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА, СОДЕРЖАЩИЕ NCC И (ИЛИ) ЧАСТИЦЫ NCC

Флюиды и (или) способы в соответствии с данным раскрытием изобретения можно использовать для гидроразрыва подземной формации. Способы гидроразрыва подземной формации известны специалистам в данной области техники и включают закачку флюида для гидроразрыва формации в буровую скважину и в окружающую ее формацию. Давление жидкости выше минимального напряжения в породах in situ, и оно таким образом создает или расширяет трещины в формации. Смотрите «Stimulation Engineering Handbook», John W. Ely, Pennwell Publishing Co., Tulsa, Okla (1994), патент США №5551516 (Normal et al.), «Oilfield Applications», «Encyclopedia of Polymer Science and Engineering», том 10, стр. 328-366 (John Wiley & Sons, Inc. New York, New York, 1987) и приведенные в них ссылки.

В некоторых вариантах осуществления изобретения гидроразрыв формации включает в себя закачку вязкого флюида без расклинивающего агента или тампона (например, воды с небольшим количеством флюидных добавок для создания высокой вязкости) в скважину быстрее, чем флюид может просачиваться в формацию, так чтобы давление повышалось и порода разрывалась, создавая искусственные трещины и (или) расширяя существующие трещины. Затем частицы расклинивающего наполнителя добавляют во флюид, чтобы образовать суспензию, которую закачивают в разрыв для предотвращения его закрытия, когда давление нагнетания сбрасывают. При гидроразрыве формации флюиды используют для обработки тампона и (или) на этапе действия расклинивающего наполнителя или в обоих случаях.

В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды и (или) способы в соответствии с данным раскрытием изобретения могут быть использованы на первом этапе гидроразрыва формации, на котором флюид вводится через ствол скважины в подземную формацию с высокой скоростью и под высоким давлением. В таких вариантах осуществления изобретения скорость нагнетания флюида для гидроразрыва превышает скорость, с которой формация вбирает в себя флюид, благодаря чему повышается гидравлическое давление на поверхности формации. Когда давление превышает заданное значение, то слои формации породы трескаются и разрываются. Трещина формации более проницаема, чем пористость формации.

В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды и (или) способы в соответствии с данным раскрытием изобретения могут быть использованы на позднем этапе гидроразрыва формации, на котором расклинивающий агент оседает в трещине, чтобы предотвратить ее смыкание после того, как флюид перестают закачивать. В вариантах осуществления изобретения расклинивающий агент может иметь затвердевающее в пласте смоляное покрытие, активированное в условиях скважины. Чтобы удерживать расклинивающие агенты в трещине, в сочетании с NCC и (или) частицами NCC можно также использовать различные материалы, такие как пучки волокон или волокнистые или легко деформируемые материалы. NCC и (или) частицы NCC и другие материалы, такие как волокна, могут образовывать в расклинивающем наполнителе трехмерную сеть, усиливая его и сдерживая его обратный приток. Иногда в зависимости от погоды, влажности, загрязнения примесями или других неконтролируемых окружающих условий некоторые из этих материалов могут агрегировать и (или) агломерировать, что мешает управлять их точным вводом в стволы скважин для обработки скважин.

В качестве расклинивающего наполнителя можно использовать песчаник, гравийную набивку, стеклянную дробь, скорлупу грецких орехов, керамические частицы, спеченные бокситы, слюду и другие материалы. Чтобы помочь ввести расклинивающие материалы, в вариантах осуществления изобретения можно использовать NCC и (или) частицы NCC в соответствии с данным раскрытием изобретения, например, флюидную смесь. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции, описанные в данном раскрытии изобретения, могут содержать одну или более NCC и (или) частиц NCC для вышеупомянутого использования расклинивающих наполнителей в количестве от примерно 0,001 масс. % до примерно 10 масс. %, например, от 0,01 масс. % до 10 масс. %, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции.

В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды для гидроразрыва могут быть водными растворами, содержащими загуститель, например, сольватирующийся полисахарид, сольватирующийся синтетический полимер или вязкоупругое поверхностно-активное вещество, которые при растворении в воде или рассоле обеспечивают достаточную вязкость для доставки расклинивающего наполнителя. Подходящие загустители могут включать в себя полимеры, такие как гуар (фитогенный полисахарид) и производные гуаровой смолы (оксипропилпроизводное гуаровой смолы, карбоксиметилгидроксипропиловое производное гуаровой смолы). В качестве загустителей можно использовать и другие синтетические полимеры, например, сополимеры полиакриламида. Вода с гуаром представляет собой линейный гель с вязкостью, пропорциональной концентрации полимера. Используются сшивающие агенты, что обеспечивает взаимодействие между полимерными цепями для формирования достаточно прочных соединений, которые увеличивают вязкость геля и создают вязкоупругие свойства. Общие сшивающие агенты для гуара и его производных и синтетических полимеров содержат бор, титан, цирконий и алюминий. Другой класс неполимерных загустителей включает в себя использование вязкоупругих поверхностно-активных веществ, образующих продолговатые мицеллы. Известные флюиды для гидроразрыва могут быть модифицированы, чтобы содержать NCC и (или) частицы NCC в качестве дополнения к загустителю; или NCC и (или) частицы NCC могут использоваться в качестве замены традиционному загустителю, например, как замена одного или более из вышеупомянутых загустителей.

Дополнительно, в данном документе раскрыты способы и флюиды (например, флюиды для обработки скважин) для обработки подземной формации, в которых используются NCC и (или) частицы NCC в качестве сшивающего агента с замедлением, который может использоваться для образования комплексов со сшивающими металлами в водных полимерно-загущенных системах, а также способы увеличения температуры сшивающего геля. Например, NCC и (или) частицы NCC в соответствии с данным раскрытием изобретения можно использовать в качестве добавки к полимерному флюиду, чтобы потенциально увеличить вязкость состава путем формирования переплетенной структуры между NCC и (или) частицами NCC и полимером в растворе (увеличение начальной вязкости перед добавлением металлического сшивающего агента, например, бора, титана, циркония и алюминия).

В вариантах осуществления изобретения расклинивающе-удерживающие средства, например, те, которые обычно используют на последних этапах гидроразрыва формации, чтобы ограничить обратный приток расклинивающего агента, помещенного в формацию, используемые в способах в соответствии с данным раскрытием изобретения, могут содержать NCC и (или) частицы NCC (например, NCC и (или) частицы NCC, которые могут содержать модификатор поверхности), чтобы помочь образованию или предотвращению агрегации или агломерирации формации. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции, описанные в данном раскрытии изобретения, могут содержать одну или более NCC и (или) частиц NCC в качестве расклинивающе-удерживающего средства в количестве от примерно 0,001 масс. % до примерно 10 масс. %, например, от 0,01 масс. % до 10 масс. %, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или состава. В вариантах осуществления изобретения такие NCC и (или) частицы NCC могут содержать модификатор поверхности, такой как полимер, который может взаимодействовать или может не взаимодействовать с расклинивающим наполнителем или покрытием на расклинивающем наполнителе.

NCC и (или) частицы NCC, такие как описанные в данном документе, также можно использовать во флюидных смесях, чтобы содействовать доставке в трещины расклинивающего агента и (или) тампонных веществ. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции, описанные в данном раскрытии изобретения, могут содержать одну или более NCC, чтобы содействовать доставке расклинивающего наполнителя и (или) тампонных материалов в количестве от примерно 0,001 масс. % до примерно 10 масс. %, например, от 0,01 масс. % до 10 масс. %, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции.

Успешность гидроразрыва формации зависит от проводимости гидротрещины и ее длины. Проводимость трещины является производной проницаемости для расклинивающего агента и ширины трещины; единицы измерения можно выразить в миллидарси-футах. На проводимость трещины влияет целый ряд известных параметров. Распределение частиц расклинивающего агента по размерам является параметром, который влияет на проницаемость трещины. Другим параметром является концентрация расклинивающего агента между поверхностями трещины (выражаемая в фунтах расклинивающего наполнителя на квадратный фут поверхности трещины), и она влияет на ширину трещины. Сильнодействующие расклинивающие наполнители, флюиды с превосходными характеристиками доставки расклинивающих наполнителей (способность минимизировать гравитационное осаждение внутри самой трещины), высокие концентрации расклинивающих наполнителей или расклинивающие наполнители с большим диаметром иногда можно рассматривать как средства улучшения проводимости трещины. Слабые материалы, плохая доставка расклинивающих наполнителей и узкие трещины могут приводить к снижению продуктивности скважины. Относительно недорогие материалы с незначительным воздействием, например, песчаник, используют для гидроразрыва формаций с низкими внутренними напряжениями. Более дорогие материалы, такие как керамика, бокситы и т.д., используют в формациях с более высокими внутренними напряжениями. Химические взаимодействия между производимыми флюидами и расклинивающими агентами могут изменять характеристики расклинивающих наполнителей. Необходимо также учитывать долгосрочную способность расклинивающего агента противостоять разрушению.

Дополнительные подробности, касающиеся раскрытия флюидов гидроразрыва, описаны в патенте США №8061424, раскрытие которого включено в данное описание посредством ссылки во всем объеме.

Как обсуждалось выше, в данном документе раскрываются флюиды для обработки скважин, которые содержат NCC и (или) частицы NCC в качестве сшивающего агента с замедлением, который может использоваться для образования комплексов со сшивающими металлами в водных полимерно-загущенных системах, а также способы увеличения температуры сшивающего геля. NCC и (или) частицы NCC в соответствии с данным раскрытием изобретения можно использовать в качестве добавки к полимерному флюиду, чтобы увеличить вязкость состава путем формирования переплетенной структуры между наноцеллюлозным материалом и полимером в растворе (то есть увеличения начальной вязкости перед добавлением вышеупомянутого металлического сшивающего агента).

Хорошо известно, что после сшивки сшитые металлами полимерные флюиды могут быть чувствительными к сдвигу. В частности, значительный сдвиг может происходить в системах труб при закачке с поверхности в глубину резервуара, и это может приводить к нежелательной потере вязкости флюида и возникающим из-за этого проблемам, например, блокировке расклинивающего агента. Употребляемый здесь термин «высокая скорость сдвига» относится к скорости сдвига 500/сек или выше. Потеря вязкости с высокой скоростью сдвига в сшитых металлами полимерных флюидах, которая может возникать во время закачки по стволу скважины в формацию, является, как правило, необратимой и не может быть восполнена.

Большие объемы разрыва формации и другие флюиды для обработки, как правило, загущаются полимерами, например, гуаровой смолой, вязкость которой в значительной степени повышается сшивкой металлом, например, алюминием, гафнием, сурьмой и т.д., чаще всего металлом 4-й группы, таким как цирконий или титан. В ссылке на «Группы» Периодической таблицы используется новая схема нумерации ИЮПАК для групп Периодической таблицы, находящаяся в труде «HAWLEY'S CONDENSED CHEMICAL DICTIONARY», стр. 888 (11-е изд. 1987 г.). Смотри патенты США №7678050 и 7678745, раскрытия которых включены здесь в качестве ссылки в полном объеме.

Хорошо известно, что после сшивки сшитые металлами полимерные флюиды могут быть чувствительными к сдвигу. В частности, значительный сдвиг может происходить в системах труб при закачке с поверхности в глубину резервуара, и это может приводить к нежелательной потере вязкости флюида и возникающим из-за этого проблемам, например, блокировке расклинивающего агента. Употребляемый здесь термин «высокая скорость сдвига» относится к скорости сдвига 500/сек. или выше. Потеря вязкости с высокой скоростью сдвига в сшитых металлами полимерных флюидах, которая может возникать во время закачки по стволу скважины в формацию, является, как правило, необратимой и не может быть восполнена.

Высокую чувствительность к сдвигу сшитых металлами флюидов можно иногда объяснить задержкой сшивки флюида, так что сшивка задерживается в условиях высокоскоростного сдвига и процесс не начинается, пока флюид не выйдет из системы труб. Поскольку флюид для обработки первоначально холоднее, чем формация, и может быть нагрет до температуры формации после выхода из системы труб, некоторые задерживающие агенты действуют так, что повышают температуру, при которой происходит гелеобразование. Примерами задерживающих агентов являются бикарбонат и лактат, которые, как известно, увеличивают температуру сшитых металлами полимерных флюидов до уровня гелеобразования. Хотя эти общеизвестные задерживающие агенты делают флюиды менее чувствительными к обработке с высокими скоростями сдвига, в то же время они могут приводить к уменьшению конечной вязкости флюидов. Кроме того, общеизвестные задерживающие агенты не могут в достаточной мере увеличить температуру гелеобразования для необходимой задержки, особенно тогда, когда температура поверхности смешивания флюида относительно высока или когда во время ввода флюид нагревается слишком быстро.

В некоторых общепринятых системах обработки боратные сшиватели используются в сочетании с металлическими сшивателями, как, например, в патенте США №4780223. В теории боратный сшиватель может превращать полимерный флюид в гель при низкой температуре с помощью механизма обратимой сшивки, который может нарушиться из-за высокой скорости сдвига, но может восстановить свое состояние после того, как исчезают условия высокой скорости сдвига. Боратный сшиватель, восстанавливающий сдвиг, можно использовать для загущения флюида при высокой скорости сдвига, как во время закачки флюида в ствол скважины, в то время как необратимая металлическая сшивка задерживается до тех пор, пока не пройдут условия высокой скорости сдвига. Высокое значение рН, например, значение рН равное от 9 до 12 или более, можно использовать для осуществления боратной сшивки и в некоторых случаях как средство для регулирования боратной сшивки. Например, значение рН и (или) боратную концентрацию можно регулировать в процессе закачки, учитывая показания давления при трении во время закачки, так что боратная сшивка происходит вблизи выхода из системы труб в стволе скважины. Подходящие металлические сшиватели стабильны при таких высоких значениях рН и не слишком мешают боратной сшивке.

Дополнительные подробности относительно сшивающих агентов с замедлением описаны в опубликованной патентной заявке США №2008/0280790, раскрытие которой включено в данное описание посредством ссылки в полном объеме.

Некоторые аспекты данного раскрытия изобретения относятся к способам обработки подземных формаций с использованием водного состава, который содержит NCC и (или) частицы NCC и смесь полимера, сшитого металлолигандной сетью. Гидратирующийся полимер, как правило, стабилен при наличии растворенных солей. Таким образом, для получения NCC и (или) частиц NCC и полимерного раствора, используемого в варианте осуществления водной смеси, можно использовать обычную водопроводную воду, промысловую воду, соляные растворы и т.п.

В вариантах осуществления изобретения, в которых водная среда представляет собой соляной раствор, этот соляной раствор является водой, содержащей неорганическую соль или органическую соль. Некоторые полезные неорганические соли содержат, среди прочего, щелочно-металлические галоиды, например, хлоркалий. Несущая фаза соляного раствора может также содержать органическую соль, например, натрий или муравьинокислый калий. Некоторые неорганические двухвалентные соли включают галогениды кальция, такие как хлористый кальций или бромистый кальций. Можно также использовать бромистый натрий, бромистый калий или бромистый цезий. Соль выбрана из соображений совместимости, то есть в случаях, когда в буровом флюиде резервуара использовали конкретную фазу соляного раствора, и выбрали завершающую/очищающую фазу соляного раствора флюида с целью иметь ту же фазу соляного раствора. Некоторые соли могут также действовать в качестве стабилизаторов, например, неустойчивых глин, таких как KС1 или хлорид тетраметиламмония (ТМАС) и (или) зарядное экранирование ионных полимеров.

Можно также использовать NCC и (или) частицы NCC для повышения солеустойчивости полимерных систем. Например, с добавлением NCC и (или) частиц NCC полимерные флюиды могут легко выдерживать концентрацию соли 10 масс. %, например, КСl, KBr, NaCl, NaBr и т.п., которые могли бы сделать эти полимерные флюиды более выгодными для применений с морской водой или промысловой водой. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции, описанные в данном раскрытии изобретения, могут содержать одну или более NCC и (или) частиц NCC для повышения солеустойчивости полимерных систем в количестве от примерно 0,001 масс. % до примерно 10 масс. %, например, от 0,01 масс. % до 10 масс. %, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции.

Гидратирующийся полимер в одном из вариантов осуществления изобретения является водорастворимым полисахаридом с высокой молекулярной массой, содержащим цис-гидроксильные и (или) карбоксилатные группы, которые могут образовывать комплексное соединение с высвобожденным металлом и в некоторых случаях с NCC и (или) частицами NCC. Полезные полисахариды имеют без ограничения молекулярные массы в диапазоне от примерно 200000 до примерно 3000000. Галактоманнаны представляют собой вариант осуществления полисахаридов, содержащих смежные цис-гидроксильные группы для обозначенных здесь целей. Термин «галактоманнаны» относится в различных аспектах к производимым естественным путем полисахаридам, которые получают из различных эндоспермов семян. Они состоят в основном из звеньев D-маннозы и D-галактозы. Они, как правило, имеют похожие физические характеристики, например, растворяются в воде, образовывая густые высоковязкие растворы, которые могут быть загущены (сшиты) добавлением таких неорганических солей, как бура. Примеры некоторых растений, которые дают семена, содержащие галактоманнановые камеди, включают цезальпинию колючую, акацию фарнеза, рожковое дерево, пустынную акацию, делоникс королевский, гуаровую фасоль, гледичию трехколючковую, люцерну, кентукские кофейные бобы, софору японскую, индигоноску, дженну, смолевку широколистную, клевер, фенергруковые семена, соевую шелуху и т.п. Камедь предоставляется в удобном пылевидном состоянии. Из этих полисахаридов гуар и его производные являются подходящими вариантами. Они включают гуаровую смолу, карбоксиметиловое производное гуаровой смолы, гидроксиэтиловое производное, карбоксиметилгидроксиэтиловое производное, оксипропилпроизводное (HPG), карбоксиметилгидроксипропиловое производное (CMHPG), гуар гидроксипропилтримониум хлорид и их соединения. Как галактоманнан, гуаровая смола представляет собой сополимер с разветвленной цепью, содержащий основную цепь маннозы с ответвлениями галактозы.

Как гидратирующийся полимер можно использовать гетерополисахариды, например, диутан, ксантан, диутановая смесь с любыми другими полимерами и склероглюкан. В высокотемпературных применениях можно использовать синтетические полимеры, включающие, среди прочего, полиакриламид и полиакрилатные полимеры, а также сополимеры. Примеры подходящих вязкоупругих поверхностно-активных веществ, пригодных для загущения некоторых флюидов, включают катионные поверхностно-активные вещества, анионные поверхностно-активные вещества, цвиттерионные поверхностно-активные вещества, амфотерные поверхностно-активные вещества, неионные поверхностно-активные вещества и их соединения.

Гидратирующийся полимер может быть в наличии в любой подходящей концентрации. В различных вариантах осуществления изобретения гидратирующийся полимер может быть в наличии в количестве от примерно 1,2 г/л до менее чем 7,2 г/л (от 10 до 60 фунтов на тысячу галлонов, или ppt) в жидкой фазе или от примерно 15 до менее чем 40 фунтов на тысячу галлонов, от примерно 1,8 г/л (15 ppt) до примерно 4,2 г/л (35 ppt), от примерно 1,8 г/л (15 ppt) до примерно 3 г/л (25 ppt) или даже от примерно 2 г/л (17 ppt) до примерно 2,6 г/л (22 ppt). В основном, гидратирующийся полимер может быть в наличии в количестве от примерно 1,2 г/л (10 ppt) до менее чем 6 г/л (50 ppt) в жидкой фазе, с нижним пределом полимера не меньше примерно 1,2, 1,32, 1,44, 1,56, 1,68, 1,8, 1,92, 2,04, 2,16 или 2,18 г/л (10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18 или 19 ppt) в жидкой фазе и с верхним пределом меньше примерно 7,2 г/л (60 ppt), но не больше 7,07, 6,47, 5,87, 5,27, 4,67, 4,07, 3,6, 3,47, 3,36, 3,24, 3,12, 3, 2,88, 2,76, 2,64, 2,52 или 2,4 г/л (59, 54, 49, 44, 39, 34, 30, 29, 28, 27, 26, 25, 24, 23, 22, 21 или 20 ppt) в жидкой фазе. В некоторых вариантах осуществления изобретения полимеры могут быть в наличии в количестве примерно 2,4 г/л (20 ppt).

Флюиды, содержащие гидратирующийся полимер и NCC и (или) частицы NCC, могут иметь любую приемлемую вязкость, например, в некоторых случаях показатель вязкости примерно 50 мПа-с или больше при скорости сдвига примерно 100 с-1 при температуре обработки или примерно 75 мПа-с или больше при скорости сдвига примерно 100 с-1 при температуре обработки, или примерно 100 мПа-с или больше при скорости сдвига примерно 100 с-1 при температуре обработки. В упомянутых концентрациях степень гидратации не зависит от концентрации гуара. Использование более низких показателей, как правило, приводит к развитию недостаточной вязкости, в то время как более высокие концентрации, как правило, расходуют материал впустую. В случаях, когда этих недостатков избегают, применяют более высокие и более низкие концентрации.

Когда идет речь о полимере, содержащем мономер или сомономер, мономер находится в полимере в полимеризованном виде мономера или в виде производной мономера. Однако для удобства названия фраза, содержащая (соответствующий) мономер и т.п., может приводиться в виде сокращения.

Когда используются сшиватели во флюидах для обработки ствола скважины в подземных применениях, то в одном из вариантов осуществления изобретения в смесительный аппарат вместе с водой, которая может содержать другие компоненты, например, поверхностно-активные вещества, соли, буферные смеси и температурные стабилизаторы, можно поместить вовнутрь и гидратировать одну или более NCC и (или) частиц NCC и по выбору водорастворимый полимер. Концентрированный раствор сшивателя, содержащий от 1000 частей на миллион металлолигандной сети до предела насыщения, добавляется прежде всего во флюидную смесь, которую закачивают в скважину, чтобы обеспечить необходимую концентрацию металла в закачиваемой флюидной смеси. Такие сшитые флюидные системы используются в таких применениях, как гидроразрыв формации, гравийная набивка и выравнивание профиля приемистости. Концентрации добавки флюидного сшивателя могут варьировать от примерно 0,01 процента по объему до примерно 1,0 процента по объему, например, от примерно 0,1 процента по объему до 1,0 процента по объему из расчета на общий объем жидкой фазы.

Буферный агент можно использовать, чтобы буферизовать флюид для гидроразрыва формации, то есть можно добавить умеренное количество либо сильного основания, либо кислоты, и при этом не вызвать никакого значительного изменения значения рН флюида для гидроразрыва формации. В различных вариантах осуществления изобретения буферный агент представляет собой соединение слабой кислоты и соли слабой кислоты; кислотной соли и нейтральной соли; или двух кислотных солей. Вариантами подходящих буферных агентов являются следующие: NaH2P04-Na2HP04; углекислый натрий-двууглекислый натрий; двууглекислый натрий и т.п. При использовании буферного агента в дополнение к материалу, производящему гидроксильные ионы, предоставляется флюид для гидроразрыва, который является более стабильным к широкому диапазону значений рН, обнаруженных в местных источниках воды, и к воздействию кислотных веществ, находящихся в пластах и т.п. В некоторых вариантах осуществления изобретения регулятор значения pH варьируется от примерно 0,6 процента до примерно 40 процентов по массе используемого полисахарида.

Не носящие ограничительного характера варианты материала, производящего гидроксильные ионы, включают любой растворимый или частично растворимый гидроксид или углекислую соль, которые обеспечивают необходимое значение рН во флюиде для гидроразрыва, чтобы содействовать образованию борат-ионовых формаций и сшивке с полисахаридом и полиолом. Гидроксиды щелочных металлов, например, гидроксид натрия и углекислые соли. Другими приемлемыми материалами являются гидроксид кальция, гидроксид магния, гидроксид висмута, гидроксид никеля, гидроксид никеля, гидроксид бария, гидроксид стронция и т.п. При температурах выше 79°C (175°F) фторид калия (KF) можно использовать для предотвращения осаждения MgO (оксида магния), когда гидроксид магния используется в качестве агента для высвобождения гидроксильных ионов. Количество агента для высвобождения гидроксильных ионов, используемого в одном из вариантов реализации изобретения, является достаточным для получения значения рН во флюиде для гидроразрыва по меньшей мере равным примерно 8,0, например, равным по меньшей мере 8,5 или равным по меньшей мере примерно 9,5, или равным примерно от 9,5 до примерно 12.

Варианты осуществления водного флюида могут также содержать органоаминосоединение для изменения значения рН. Варианты подходящих органоаноаминосоединений включают, например, тетраэтиленпентамин (ТЕРА), триэтилентетрамин, пентаэтиленгексамин, триэтаноламин (TEA) и т.п. или любые их смеси. Особенно полезным органоаминосоединением является ТЕРА. Когда во флюидах используют органоаминосоединения, их добавляют в количестве от примерно 0,01 масс. % до примерно 2,0 масс. % из расчета на общую массу жидкой фазы. При использовании органоаминосоединение добавляют в количестве от примерно 0,05 масс. % до примерно 1,0 масс. % из расчета на общую массу жидкой фазы.

Боратный источник можно использовать в качестве сосшивателя, особенно в случаях, когда используют низкотемпературную обратимую сшивку в способе основного непрерывного загущения до того, как полимер сшивается металлолигандной сетью или одновременно с этим. Таким образом, в вариантах осуществления изобретения водная смесь, например, водная смесь, содержащая одну или более NCC и (или) частиц NCC, может включать боратный источник (также называемый боратной суспензией), который может быть в качестве растворимого бората или боратного прекурсора, например, борной кислоты, или может быть предоставлен в виде суспензии твердых частиц бората для боратной сшивки с замедлением, пока флюид вблизи от выхода из системы труб в скважинную формацию. Согласно определению, «суспензия» представляет собой смесь взвешенных твердых частичек и жидкостей. Например, компонент боратной суспензии может содержать сшиватели с замедлением, например, полиольный состав, содержащий NCC, частицы NCC, сорбит, маннит, глюконат натрия и их соединения. Боратную суспензию, которую используют по меньшей мере в некоторых вариантах осуществления изобретения, можно приготовить возле участка ствола скважины или в удаленном месте и доставить к месту расположения скважины. В данной области техники известны способы приготовления суспензий. В вариантах осуществления изобретения суспензию можно получить вне участка, поскольку это может снизить затраты, связанные с транспортировкой оборудования и материалов.

Твердые боратные сшиватели, приемлемые в некоторых вариантах осуществления изобретения, вступают в реакцию с водой и не растворяются в неводной суспензии, но растворяются, когда суспензию смешивают с водной средой. Употребляемый здесь термин «неводный» в одном значении относится к композиции, в которую не была добавлена вода как таковая, и в другом значении относится к композиции, жидкая фаза которой содержит не более чем примерно 1, 0,5, 0,1 или примерно 0,01 масс. % воды по отношению к массе жидкой фазы. Жидкой фазой боратной суспензии в вариантах осуществления изобретения может быть углеводород или нефть, например, сырая нефть, керосин или дизель, или ненефтяной флюид. В случае гидрофобных жидкостей, например, углеводородов, растворимость боратных твердых веществ замедляется, поскольку воде необходимо время, чтобы проникнуть сквозь гидрофобную оболочку твердых веществ.

В некоторых вариантах осуществления изобретения твердые вещества содержат медленно растворимый минерал, содержащий бор. Они могут содержать бораты, такие как безводная бура и гидрат бората, например, тетраборат натрия.

В одном из вариантов осуществления изобретения жидкая фаза боратной суспензии может содержать гигроскопичную жидкость, как правило, неводную и немасляную. Жидкость может иметь сильное сродство с водой, чтобы удерживать воду от любого сшивателя, который в противном случае снизит необходимое замедление сшивки, т.е. ускорит гелеобразование. Гликоли, в том числе гликольэфиры, особенно включая гликольсоставляющие эфира, представляют один класс гигроскопических жидкостей. Заданные типичные варианты этиленгликолей и пропиленликолей включают этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, пропиленгликоль, дипропиленгликоль, трипропиленгликоль, моноалкиловые эфиры от C1 до C8 из вышеприведенных и т.п. Дополнительные варианты включают 1,3-пропандиол, 1,4-бутандиол, 1,4-бутендиол, тиодигликоль, 2-метил-1,3-пропандиол, пентан-1,2-диол, пентан-1,3-диол, пентан-1,4-диол, пентан-1,5-диол, пентан-2,3-диол, пентан-2,4-диол, гексан-1,2-диол, гептан-1,2-диол, 2-метилпентан-2,4-диол, 2 этилгексан-1,3-диол, моноалкиловые эфиры от C1 до C8 из вышеприведенных и т.п.

В некоторых вариантах осуществления изобретения гигроскопичная жидкость может содержать простые гликолевые эфиры с молекулярной формулой R-OCH2CHR1OH, где R представляет замещенный или незамещенный углеводородный радикал, имеющий количество атомов углерода примерно от 1 до 8, а R1 представляет водород или алкил, имеющий количество атомов углерода примерно от 1 до 3. Заданные типичные варианты включают растворители на основе алкиловых эфиров этилена и пропиленгликоля, имеющиеся в продаже под торговыми обозначениями «CELLOSOLVE», «DOWANOL» и т.п. Следует отметить, что в данной промышленности принято упоминать и использовать такие алкоксиэтанолы как растворители, но в данном описании суспендированные твердые частицы бората не должны растворяться в жидкости(ях), используемой(ых) в боратной суспензии.

Жидкая фаза боратной суспензии может иметь низкую вязкость, что облегчает ее смешивание и закачку, например, меньше 50 сп (50 мПа-с), меньше 35 сп (35 мПа/с) или меньше 10 сп (10 мПа/с) в различных вариантах осуществления изобретения. Жидкая суспензия в одном варианте осуществления изобретения может содержать достаточную долю гликоля, чтобы поддерживать гигроскопичные характеристики в зависимости от влажности и температуры окружающего воздуха, воздействию которого она может подвергаться, то есть, гигроскопичная жидкость может содержать гликоль в доле, равной или превышающей относительный показатель его влажности. Используемый здесь соответствующий показатель влажности является равновесной концентрацией в процентах по массе гликоля в водном растворе в контакте с воздухом при температуре и влажности окружающей среды, например, 97,2 масс. % пропиленгликоля для воздуха 48,9°С (120°F) и относительной влажности 10%, или 40 масс. % пропиленгликоля для воздуха 4,4°С (40°F) и относительной влажности 90%. В других вариантах осуществления изобретения гигроскопичная жидкость может составлять по меньшей мере 50 масс. % в жидкой фазе суспензии (за исключением любых нерастворимых или взвешенных твердых веществ) гликоля, по меньшей мере 80 масс. %, по меньшей мере 90 масс. %, по меньшей мере 95 масс. % или по меньшей мере 98 масс. %.

При желании, в некоторых вариантах осуществления изобретения боратная суспензия может также содержать эмульсию, чтобы поддерживать расстояния между взвешенными твердыми частицами, тем самым препятствуя слипанию твердых частиц и выпадению их из эмульсии. Эмульсия может содержать оксид кремния, органофильную глину, полимерные взвешивающие агенты, другие тиксотропные агенты или их соединение. В некоторых вариантах осуществления изобретения эмульсия может содержать полиакриловую кислоту, эфирное производное целлюлозы (такими производными целлюлозы являются полимеры (например, гуар) и, таким образом, когда эти молекулы растворяются в воде, они могут отделяться в отдельные молекулы, в отличие от этого, NCC можно сделать дисперсируемой в воде, но не растворимой в воде), поливиниловый спирт, карбоксиметилмемилцеллюлозу, поливинилацетат, кристаллы тиомочевины или их соединение. В качестве сшитого полимера акриловой кислоты, который можно использовать как эмульсию, можно упомянуть жидкие или порошкообразные полимеры, имеющиеся в продаже под торговым обозначением «CARBOPOL». В качестве эфирного производного целлюлозы можно упомянуть гидроксипропилцеллюлозу. Подходящие органофильные глины включают каолинит, галлуазит, вермикулит, хлорит, аттапульгит, смектит, монтмориллонит, бентонит, гекторит или их соединение.

Сшиватель с замедлением может обеспечить повышение производительности в системе за счет увеличенного замедления сшивки, повышенной прочности геля, когда полимер меньше, чем полностью гидратированный, и повышенной скорости вывода с области сдвига. В некоторых вариантах осуществления изобретения полиол может быть в наличии в количестве не эффективном в качестве разжижителя.

В вариантах осуществления изобретения ионные полимеры (например, CMHPG) в водном растворе могут присутствовать в виде сольватированных катушек, которые имеют больший радиус инерции, чем соответствующий неионный исходный полимер, за счет электрического отталкивания между одноименными зарядами от ионных заместителей. Это может привести к тому, что полимер распространится без достаточного перекрытия функциональных групп из различных полимерных цепей, чтобы сшиватель вступил в реакцию с более чем одной функциональной группой (без сшивки), или это может привести к ориентации функциональных групп, чтобы они находились в ориентации, которой трудно достичь сшивателю. Например, в деионизированной воде гуаровый полимер может быть легко сшит борным сшивателем, чего не может сделать CMHPG. Экранирование зарядов ионных молекул может уменьшить электрическое отталкивание и тем самым помешать полимерной катушке создать некоторое перекрытие, что в свою очередь может позволить сшивателю сшить ионные полимеры.

Можно использовать различные соединения для экранирования зарядов ионного полимера (например, CMHPG), а именно для экранирования KС1 (или другой соли для увеличения ионной силы) или экранирования ионных поверхностно-активных веществ, например, четвертичной аммониевой соли для CMHPG. Соли можно выбрать из группы различных хлоридов натрия, включая органические или неорганические, например, КСl, NaCl, NaBr, CaCl2, R4N+Cl- (например, ТМАС), NaOAc и т.д. Поверхностно-активными веществами могут быть жирнокислотный четвертичный аминохлорид (бромид, йодид), причем по меньшей мере одна алкильная группа является жирнокислотными или альфа-олефиновыми производными с длинной цепью, другими заместителями могут быть метил, этил, изопропильный тип алкилов, этоксилированный алкил, ароматические алкилы и т.д. Некоторые способы могут также включать катионные полимеры. Описанные здесь NCC и (или) частицы NCC можно использовать в качестве экологически приемлемых соединений зарядного экранирования ионных полимеров с целью повышения способности сшивки и улучшения конечной вязкости. Для этого частицы NCC и (или) частицы NCC можно функционализировать ионными зарядами, как обсуждалось выше.

Некоторые флюиды в соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения могут также содержать поверхностно-активное вещество. В некоторых вариантах осуществления изобретения водная смесь, например, содержит и стабилизатор, такой как KСl или TMAC, и поверхностно-активное вещество для зарядного экранирования. Эта система может быть особенно эффективной в способах с использованием лиганд-металлического сшивателя, в которых также задействуют борат как низкотемпературный сосшиватель. Кроме того, можно использовать любое поверхностно-активное вещество, которое способствует дисперсии и (или) стабилизации газового компонента в базовом флюиде для образования активированного флюида. Вязкоупругие поверхностно-активные вещества, например, описанные в патентах США №6703352, 6239183, 6506710, 7303018 и 6482866, раскрытия которых включены здесь в качестве ссылки в их полном объеме, также приемлемы для использования во флюидах в некоторых вариантах реализации изобретения. Варианты приемлемых поверхностно-активных веществ также включают амфотерные поверхностно-активные вещества или цвиттерионные поверхностно-активные вещества. Алкилбетаины, алкиламидобетаины, алкилимидазолины, алкиламиноксиды и алкил четвертичные карбоксилаты аммония являются несколькими вариантами цвиттерионных поверхностно-активных веществ. Одним из вариантов приемлемого поверхностно-активного вещества является амфотерный алкиламин, содержащийся в растворе поверхностно-активного вещества AQUAT 944 (доступного в продаже от «Baker Petrolite of Sugar Land», штат Техас).

Можно использовать поверхностно-активные вещества для зарядного экранирования, как упоминалось ранее. В некоторых вариантах осуществления изобретения можно использовать анионные поверхностно-активные вещества, такие как алкилкарбоксилаты, алкилэфирные карбоксилаты, алкилсульфаты, алкилэфирные сульфаты, алкилсульфонаты, A-олефиновые сульфонаты, сульфаты алкилового эфира, алкилфосфаты и алкилэфирные фосфаты. Анионные поверхностно-активные вещества могут иметь отрицательно заряженный фрагмент и гидрофобный или алифатический хвост, и их можно использовать для зарядки экранированных катионных полимеров. Варианты подходящих ионных поверхностно-активных веществ также включают катионные поверхностно-активные вещества, такие как алкиламины, алкильные диамины, алкилэфирные амины, алкил четвертичный аммоний, четвертичный аммоний диалкила и сложноэфирные соединения четвертичного аммония. Катионные поверхностно-активные вещества могут иметь положительно заряженный фрагмент и гидрофобный или алифатический хвост, и их можно использовать для зарядки экранированных анионных полимеров, например, CMHPG.

В других вариантах осуществления изобретения поверхностно-активное вещество представляет собой смесь двух или более поверхностно-активных веществ, описанных выше, или смесь любого из поверхностно-активных веществ или вышеописанных поверхностно-активных веществ с одним или несколькими неионными поверхностно-активными веществами. Варианты подходящих неионных поверхностно-активных веществ включают, среди прочего, алкилэтоксилаты спирта, этоксилаты алкилфенола, алкилкислотные этоксилаты, этоксилаты алкиламинов, сорбитановые алканоаты и этоксилированные сорбитаналканоаты. Любое эффективное количество поверхностно-активного вещества или смеси поверхностно-активных веществ можно использовать в водных активированных флюидах. Флюиды могут содержать поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ в количестве от около 0,02 масс. % до примерно 5 масс. % общей массы жидкой фазы или от примерно 0,05 масс. % до примерно 2 масс. % общей массы жидкой фазы. Другим подходящим поверхностно-активным веществом является тридециловый эфирсульфат натрия.

NCC и (или) частицы NCC могут быть в наличии в любом из флюидов или составов, описанных в данном документе, в количестве от примерно 5 масс. % до примерно 70 масс. %, от примерно 10 масс. % до примерно 60 масс. %, от примерно 20 масс. % до примерно 50 масс. %, от примерно 30 масс. % до примерно 40 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или состава. В некоторых вариантах осуществления изобретения NCC и (или) частицы NCC могут быть в наличии в любом из флюидов или составов, описанных в данном документе, в количестве от примерно 0,001 масс. % до примерно 10 масс. %, например, от 0,01 масс. % до 10 масс. %, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. %.

ВОДООТДАЧА

Как обсуждалось выше, углеводороды (нефть, конденсат и газ) можно получать из скважин, которые бурят в содержащих их формациях. Нефть или газ, содержащиеся в подземной формации, можно извлекать путем бурения скважины в формации. Скважину могут бурить в подземную формацию, пока буровой флюид циркулирует по стволу скважины. После того как бурение прекращается, колонну труб, например, колонну обсадных труб, опускают в ствол скважины. Затем подземную формацию могут изолировать от других формаций с помощью метода, известного как цементирование скважины. В частности и по целому ряду причин, таких как изначально низкая проницаемость резервуаров или повреждение формации, вызванное бурением и заканчиванием скважины, поток углеводородов в скважину нежелательно небольшой. В этом случае скважину «стимулируют», например, с помощью гидроразрыва формации, химической (например, кислотной) интенсификации притока или комбинации обоих способов (называемых кислотным разрывом формации или кислотной обработкой разрыва формации).

Наноцеллюлозу можно также использовать в качестве экологически приемлемого агента, суспендирующего частицы, и агент для понижения водоотдачи в сочетании с различными частицами. В вариантах осуществления изобретения агент для понижения водоотдачи или агент, суспендирующий частицы, состоящие из наноцеллюлозы, могут усилить способность агента для понижения водоотдачи суспендировать частицы. Агент для понижения водоотдачи и (или) агент, суспендирующий частицы, можно использовать в различных процессах подземной обработки, например, гидроразрыве формации, гравийной набивке, цементировании, буровом флюиде и любом другом флюиде, используемом для подземной обработки. Дополнительно, варианты частиц, способных к суспензии, включают частицы различных углеродов, таких как карбонат кальция и карбонат магния, барит, глины, утяжелители, цемент и расклинивающий агент.

Гидроразрыв нефтяных или газовых скважин является методом, который обычно используют для улучшения или стимуляции добычи углеводородов. В таких скважинах гидроразрыв формации может достигаться введением флюида для обработки с обильным содержанием расклинивающего агента в нефтеносный интервал под высоким давлением и с большой скоростью, достаточными для разрыва породы. Этот флюид создает трещину в резервуаре, когда он вытекает в окружающую его формацию и доставляет в трещину расклинивающий агент. После обработки формации расклинивающий агент остается в трещине в виде проницаемой и пористой набивки расклинивающим агентом, которая помогает держать трещину открытой, когда из формации извлекают углеводороды. Таким образом набивка расклинивающим агентом образует высокопродуктивный проход, по которому углеводороды и (или) другие флюиды из формации текут в ствол скважины.

В качестве флюидов для гидроразрыва можно использовать вязкие флюиды или пену, чтобы обеспечить среду, имеющую достаточную вязкость для разрыва породы, надлежащим образом приостановить и доставить твердые расклинивающие материалы, а также уменьшить вытекание флюида для гидроразрыва в формацию во время обработки формации (обычно называемое «водоотдачей»). В то время как сниженная водоотдача обеспечивает более эффективную обработку формации, повышенная водоотдача означает расходование флюидов в резервуаре «впустую» и подразумевает более дорогостоящую обработку формации. Также известно, что степень водоотдачи может зависеть от проницаемости формации. Кроме того, флюидная эффективность флюида для гидроразрыва может повлиять на конфигурацию трещин, так как вязкость флюида может меняться, когда происходит утечка флюида в формации. Это относится к флюидам для гидроразрыва на полимерной основе, которые концентрируются в слабопроницаемых формациях, когда трещина распространяется за счет утечки в формации воды, в то время как полимерные молекулы остаются в трещине посредством простого исключения по размеру из пор резервуара. Флюид в трещине усиливает свою вязкость, когда трещина распространяется и когда образуемая трещина увеличивается по ширине, а также по длине. В случае флюидов на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ (VES) флюид для гидроразрыва не концентрируется, так как флюид для гидроразрыва теряется в формации и образуемые трещины могут быть длинными и очень узкими. Следовательно, эффективность флюида влияет на конфигурацию трещин.

Для флюидов на основе VES чрезмерная водоотдача приводит к тому, что трещины уже, чем требуется. Кроме того, чрезмерная водоотдача может привести к большему объему работ, поскольку порой нужно закачать сотни тысяч дополнительных галлонов воды, чтобы создать подходящую длину трещины и устранить низкую эффективность действия флюида. Флюиды для гидроразрыва формации должны иметь минимальный уровень утечки, чтобы избежать перетекания флюида в породу формации и свести к минимуму ущерб, причиненный формации утечкой флюида для гидроразрыва или утечкой воды. Также необходимо свести к минимуму водоотдачу, для того чтобы флюид для гидроразрыва оставался в трещине и мог легко разлагаться, чтобы не оставлять остаточный материал, который может помешать углеводородам вытекать в ствол скважины.

Для того чтобы достичь достаточной вязкости и термической стабильности флюида при высокой температуре в резервуарах, линейные полимерные гели частично заменяли сшитыми полимерами гелями, например, теми, что основаны на гуаре, сшитом боратом, или полимерах, сшитых ионами металла. Однако когда стало очевидно, что остатки сшитого полимером геля не могут полностью разложиться и приводят к нарушению остаточной проводимости набивки с расклинивающим агентом, тогда были представлены флюиды с более низким содержанием полимера. Кроме того, были представлены некоторые добавки для улучшения очистки флюидов для гидроразрыва на полимерной основе. Они содержали полимерные разжижители. Тем не менее, из-за обработки гидроразрыва формации флюидами на полимерной основе нарушается остаточная проводимость набивки с расклинивающим агентом, поскольку полимерные флюиды собираются в трещине, в то время как вода просачивается в резервуар, что может привести к снижению добычи углеводородов из резервуара.

Исходя из данных по стимуляции резервуара и промысловых данных, обычно наблюдается, что из-за обработки гидроразрыва формации последующая добыча часто ниже, чем ожидается. Это явление особенно характерно для плотных газовых формаций. В действительности, добыча может быть уменьшена концентрированным полимером, оставшимся в трещине из-за утечки флюида для гидроразрыва в процессе обработки формации. Фильтровальные корки могут привести к ухудшенному очищению набивки расклинивающим агентом из-за характеристик флюида по пределу текучести. Это может произойти, когда закачанный флюид на основе сшитого полимера просачивается в матричную породу, становится концентрированным, и его чрезвычайно трудно удалить. Таким образом может снижаться эффективность разжижителей, и может произойти образование языков в результате разности вязкостей внутри набивки расклинивающим агентом, что в свою очередь приводит к плохой очистке. Кроме того, предел текучести фильтровальной корки, образованный утечкой, может закупорить ширину трещины и ограничить поток флюида, что приводит к снижению эффективности полудлины трещины.

В вариантах осуществления изобретения способы в соответствии с данным раскрытием изобретения для обработки подземных формаций можно использовать флюиды, такие как флюиды, содержащие NCC и (или) частицы NCC, которые содействуют эффективной закачке и снижают (и контролируют) утечку по сравнению с общепринятыми способами обработки гидроразрывов, чтобы уменьшить ущерб добычи и одновременно иметь хорошие характеристики очистки, а также повышение эффективности флюида. В зависимости от размера NCC и (или) частиц NCC и устья поры формации, NCC и (или) частицы NCC можно использовать для связывания пор формации (таких как нанопористые резервуары, например, сланцевые) на поверхности, что приводит к отфильтрованному осадку, который уменьшает водоотдачу.

В вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции в соответствии с данным раскрытием изобретения могут содержать агенты для понижения водоотдачи, содержащие NCC и (или) частицы NCC, причем NCC и (или) частицы NCC присутствуют в количестве от примерно 5 масс. % до примерно 70 масс. %, от примерно 10 масс. % до примерно 60 масс. %, от примерно 20 масс. % до примерно 50 масс. %, от примерно 30 масс. % до примерно 40 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции, описанные в данном раскрытии изобретения, могут содержать одну или более NCC и (или) частиц NCC, причем NCC и (или) частицы NCC присутствуют в количестве от примерно 0,01 масс. % до 10 масс. %, например, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции.

АГЕНТ ДЛЯ ПОНИЖЕНИЯ ТРЕНИЯ/ПОНИЖЕНИЕ СОПРОТИВЛЕНИЯ

Частицы NCC и (или) частицы NCC можно также вводить во флюид для обработки скважины, находящийся в стволе скважины, чтобы снизить давление поверхностной обработки (то есть трение) или снизить сопротивление, что также снижает накопленную повреждаемость насосного устройства. Например, NCC и (или) частицы NCC могут действовать в качестве агентов для понижения трения с выравниванием стержнеобразных частиц вдоль потока, тем самым сводя к минимуму сопротивление трения и потери давления.

Иногда гидроразрыв формации создается без использования высокозагущенного флюида (т.е. реагента на водной основе), чтобы снизить ущерб от полимеров или расходы на другие загустители. Эти способы обработки реагентами на водной основе часто реализуются введением в поток флюида очень малых концентраций соединения или смеси соединений, предназначенных уменьшить трение в скважине минимальным или незначительным загущением, и, следовательно, свести к минимуму мощность, используемую на месте для выполнения операции гидроразрыва формации. Часто в качестве агента для понижения трения используют высокомолекулярные полимеры. Даже если концентрация агента для понижения трения в общем низкая, высокомолекулярные полимеры, используемые в качестве агента для понижения трения, могут сконцентрироваться в набивке расклинивающим агентом или на поверхности трещины, что, как полагают, ухудшает уровень добычи из некоторых формаций, таких как низкопроницаемые песчаные резервуары с содержанием газа или газоносные сланцевые резервуары. Таким образом, необходимо разрабатывать безвредные агенты для понижения трения. Разжижители, например, окислители или ферменты могут не быть очень эффективными в разжижении цепей обычных агентов для понижения трения.

Скважины имеют тенденцию производить из формации песок и мелкие частицы. Для того чтобы не повредить наземное оборудование и обеспечить высокую продуктивность скважины, выполняется обработка гравийной набивки. При гравийной набивке песок или гравий засыпают в пространство между скважиной (открытой формацией или колонной обсадных труб) и сетчатым фильтром. Флюиды, используемые для переноса песка, являются, как правило, вязкими флюидами. В некоторых конкретных применениях песок или гравий засыпается на высоких скоростях без вязкого несущего флюида (водных набивок). Эти водные набивки могут выполняться путем ввода во флюидный поток малых концентраций композиции или смеси композиций, предназначенных уменьшить трение в скважине минимальным или незначительным загущением, и, следовательно, свести к минимуму мощность, используемую на месте для выполнения операции гравийной набивки или увеличения длины скважины, что можно применять в случае горизонтальных скважин. Часто в качестве агентов для понижения трения используют высокомолекулярные полимеры. Даже если концентрация агента для понижения трения в общем низкая, высокомолекулярные полимеры, используемые в качестве агентов для понижения трения, могут сосредоточиться в гравийной набивке, что, как полагают, ухудшает уровень добычи. Безвредные агенты для понижения трения также можно использовать в обработках гравийной набивкой.

Во флюид для обработки скважины можно также добавить один из дополнительных агентов для понижения трения. Варианты дополнительных полимерных агентов для понижения трения включают полиакриламид и сополимеры, частично гидролизованный полиакриламид, поли-(2-акриламидо-2-метил-l-пропан сульфоновой кислоты) (поли-AMPS), и можно использовать полиэтиленоксид. Можно также использовать промышленные понижающие сопротивление химические агенты, например, продаваемые компанией «Conoco Inc.» под торговой маркой «CDR», как описано в патенте США №3692676, или агент для понижения сопротивления, например, продаваемые компанией «Chemlink» и обозначенные торговыми марками FLO 1003, FLO 1004, FLO 1005 и FLO 1008. Эти полимерные виды, добавленные в качестве агентов для понижения трения или индекса вязкости, могут дополнительно действовать как агенты для понижения водоотдачи, снижающие использование общепринятых агентов для понижения водоотдачи. В качестве агентов для понижения водоотдачи можно использовать латексные смолы или полимерные эмульсии. В вариантах осуществления изобретения можно также использовать агенты вывода с области сдвига.

В вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции в соответствии с данным раскрытием изобретения могут содержать агнет для понижения трения/агент для понижения сопротивления, включающий NCC и (или) частицы NCC, причем NCC и (или) частицы NCC присутствуют в количестве от примерно 5 масс. % до примерно 70 масс. %, от примерно 10 масс. % до примерно 60 масс. %, от примерно 20 масс. % до примерно 50 масс. %, от примерно 30 масс. % до примерно 40 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или составы, описанные в данном раскрытии изобретения, могут содержать одну или более NCC и (или) частиц NCC, причем NCC и (или) частицы NCC присутствуют в количестве от примерно 0,001 масс. % до примерно 10 масс. %, например, от 0,01 масс. % до 10 масс. %, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции.

УПРАВЛЕНИЕ МИГРАЦИЕЙ ГАЗА

NCC и (или) частицы NCC можно использовать в качестве добавки (или сами по себе) к обычным агентам для управления миграцией газа, например, решеткам, чтобы повысить их эффективность. В частности, NCC и (или) частицы NCC можно использовать для получения композиции с превосходными газобарьерными характеристиками, например, для газов, содержащих кислород, воздух и газообразные углеводороды. Например, при размещении внутри матричной породы NCC и (или) частицы NCC могут изменять путь потока газа, в зависимости от концентрации, кристалличности и расположения NCC в матричной породе. В вариантах реализации изобретения NCC и (или) частицы NCC могут быть включены в полимер и (или) пленку, например, пленку PLA, чтобы улучшить кислородонепроницаемость.

В вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции в соответствии с данным раскрытием изобретения могут содержать агент для управления миграцией газа, включающий NCC и (или) частицы NCC, причем NCC и (или) частицы NCC присутствуют в количестве от примерно 5 масс. % до примерно 70 масс. %, от примерно 10 масс. % до примерно 60 масс. %, от примерно 20 масс. % до примерно 50 масс. %, от примерно 30 масс. % до примерно 40 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или составы, описанные в данном раскрытии изобретения, могут содержать агент для управления миграцией газа, который включает NCC и (или) частицы NCC, причем NCC и (или) частицы NCC присутствуют в количестве от примерно 0,01 масс. % до 10 масс. %, например, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета на общую массу водной смеси.

ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ

NCC и (или) частицы NCC можно также использовать в качестве добавки к цементирующей композиции. Обычное цементирование скважины включает закачивание цементного раствора с поверхности вниз по колонне обсадных труб так, чтобы он затем возвращался к поверхности по кольцевому пространству между колонной обсадных труб и стволом скважины. Одна из целей цементирования скважины состоит в изоляции различных слоев формации, пронизанных скважиной, чтобы предотвратить миграцию флюида между различными геологическими слоями или между слоями и поверхностью. Из соображений безопасности желательно предотвращать поднятие любого газа через кольцевое пространство между стенкой ствола скважины и колонной обсадных труб.

Когда заложен цемент, он непроницаем для газа. Из-за гидравлического давления высоты цементной колонны закачиваемая суспензия также может предотвращать такую миграцию. Однако между этими двумя состояниями есть фаза, длящаяся несколько часов, в течение которых цементный раствор больше не ведет себя как жидкость и еще не ведет себя как непроницаемое твердое вещество. По этой причине можно включить добавки, например, описанные в патентах США №4537918, 6235809 и 8020618, раскрытия которых включены здесь в качестве ссылки в полном объеме, чтобы поддерживать газонепроницаемое уплотнение в течение всего периода схватывания цемента.

Концепция водоотдачи (рассмотренная подробно выше) наблюдается также в цементных растворах. Водоотдача происходит, когда цементный раствор вступает в контакт с сильно пористой формацией или формацией трещиноватых пород. Флюид из цементного раствора будет перетекать в формацию, изменяя характеристики раствора. Когда происходит водоотдача, тогда цемент затвердевает быстрее, чем предполагается, что может привести к неполной укладке. Добавки для контроля водоотдачи, например, замещенный глицин, можно использовать для предотвращения или по меньшей мере ограничения водоотдачи, что может поддерживать цементный раствор во время укладки и схватывания.

Кроме того, в местностях, где климат холодный, например, в России, на Аляске и в Канаде, жидкие добавки не подходят. В холодном климате жидкие добавки трудно обрабатывать, когда они становятся твердыми и, следовательно, не такими текучими, что может привести к трудностям при надлежащем перемешивании цементного раствора.

Вспененные гидравлические цементные растворы, как правило, используют для образования структур на поверхности и под землей. При образовании структур вспененный гидравлический цементный состав может быть закачан в форму или в другое место, чтобы там зацементироваться и схватиться. До сих пор вспененные цементные растворы содержали пенящие и стабилизирующие добавки, которые включают в себя компоненты, например, изопропиловый спирт, которые вредят водной флоре и фауне. Кроме того, один или более компонентов часто являются воспламеняемыми, и из-за этого доставка пенящих и стабилизирующих добавок обходится дорого. Вспененные гидравлические цементные растворы согласно данному раскрытию изобретения могут включать в себя экологически безопасные пенящие и стабилизирующие добавки, такие как NCC или частицы NCC, которые не содержат воспламеняемых компонентов.

NCC и (или) частицы NCC имеют существенно большую площадь поверхности, чем общепринятые микроволокна. В связи с этим, NCC и (или) частицы NCC могут обладать уникальной способностью стабилизировать поверхность раздела между жидкой и газовой фазами вспененного цементного раствора. Например, можно значительно повысить однородность и качество («качество» определяется как процент пены в цементном растворе) азотных или воздушных вспененных цементных растворов. Это может обеспечить минимизацию в объеме пенообразователей. Кроме того, по сравнению с общепринятым вспененным цементом такой же плотности, введение NCC и (или) частиц NCC может также улучшить механическую прочность цемента и уменьшить его проницаемость. Благодаря добавлению NCC и (или) частиц NCC вспененный цемент также может достичь более высокого качества пены и тем самым еще понизить заданную плотность цемента, например, можно легко получить стабильные вспененные растворы выше 50% качества или выше 75% качества.

При строительстве и ремонте скважин, например, нефтяных и газовых скважин, вспененные гидравлические цементные растворы часто закачивают в места в скважинах, чтобы там они зацементировались и схватились. При первичном цементировании скважины вспененные цементные растворы широко используются для цементирования шельфовых глубоководных скважин, причем температуры в них колеблются от 40°F до 50°F. Вспененные цементные растворы могут затем закачать в кольцевое пространство между стенками стволов скважин и наружных поверхностей колонн труб, расположенных в них. Вспененные цементные растворы сжимаются, что предотвращает приток нежелательных флюидов в кольцевые пространства и во вспененные цементные растворы, закачанные туда, в результате чего там образуются кольцевые оболочки из затвердевшего цемента. Кольцевые цементные оболочки физически поддерживают и дают направление колоннам труб в стволах скважин и связывают наружные поверхности колонн труб со стенками стволов скважин, таким образом предотвращая нежелательную миграцию флюидов между зонами или формациями, сквозь которые проходят скважины.

Вспененные гидравлические цементные растворы, как правило, используют для образования структур на поверхности и под землей. При образовании структур вспененный гидравлический цементный состав закачивают в форму или в другое место, чтобы там он зацементировался и схватился. До сих пор вспененные цементные растворы содержали пенящие и стабилизирующие добавки, которые включают в себя компоненты, например, изопропиловый спирт, которые вредят водной флоре и фауне. Кроме того, один или более компонентов часто являются воспламеняемыми, и из-за этого доставка пенящих и стабилизирующих добавок обходится дорого. Таким образом, существует потребность во вспененных гидравлических цементных растворах, которые содержат экологически безопасные пенящие и стабилизирующие добавки, не содержащие воспламеняемых компонентов.

Множество гидравлических цементов могут быть использованы в соответствии с настоящей заявкой, включая, например, портландцементы, шлаковые цементы, кремнеземистые цементы, пуццолановые цементы и глиноземистые цементы. Конкретные варианты портландцементов включают классы А, В, C, G и H.

Вода во вспененном цементном растворе может быть пресной водой, ненасыщенными солевыми растворами или насыщенными солевыми растворами. В основном, вода во вспененном цементном растворе присутствует в количестве в диапазоне от примерно 35% до примерно 70%, от примерно 35% до примерно 65%, от примерно 40% до примерно 60% и от примерно 45% до примерно 55%, по массе в нем гидравлического цемента.

Газом, используемым для вспенивания цементного раствора, может быть воздух или азот. В основном, газ может присутствовать во вспененном цементном растворе в количестве в диапазоне от примерно 10% до примерно 80%, от примерно 20% до примерно 70%, от примерно 30% до примерно 60%, от примерно 30% до примерно 50% и от примерно 40% до примерно 50% по объему раствора. Также можно включать дополнительные добавки, такие как поверхностно-активные вещества и пенообразующие добавки.

В вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции в соответствии с данным раскрытием изобретения могут содержать пенообразующую и (или) стабилизирующую добавку, содержащую NCC и (или) частицы NCC, причем NCC и (или) частицы NCC присутствуют в количестве от примерно 5 масс. % до примерно 70 масс. %, от примерно 10 масс. % до примерно 60 масс. %, от примерно 20 масс. % до примерно 50 масс. % или от примерно 30 масс. % до примерно 40 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции, описанные в данном раскрытии изобретения, могут содержать более NCC и (или) частицы NCC, причем более NCC и (или) частицы NCC присутствуют в количестве от примерно 0,001 масс. % до примерно 10 масс. %, например, от 0,01 масс. % до 10 масс. %, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции.

NCC и (или) частицы NCC могут выступать в качестве связующего компонента или поверхностно-активирующего агента для различных цементных композиций и потенциально увеличивать сходство между двумя разными фазами в цементных композициях. Таким образом, в дополнение к армирующему схватывающемуся цементу, приготовленному на основе общепринятых соединений, наличие NCC и (или) частицы NCC может дать возможность компонентам с резко-контрастными характеристиками сосуществовать в композиционных соединениях. Например, гидрофобные мономеры, такие как стирол, теперь могут смешивать с растворами и обрабатывать для образования новых типов цементных композиций.

NCC и (или) частицы NCC можно использовать в цементировании или гидроразрыве формаций любых скважин, в которых требуется стабильный эластичный цемент. Применение данного изобретения, скорее всего, относится к применению NCC и (или) частиц NCC в вертикальных скважинах, но в равной степени применимо к скважинам любой ориентации.

Волокнистые материалы, например, материалы, предохраняющие от осаждения, известны тем, что помогают суспендирующим частицам во флюидной системе. Например, цилиндрические волокна диаметром в диапазоне от 20 до 100 мкм обычно используются, чтобы суспендировать частицы размером от 100 до 1000 мкм. Однако большинство цементных частиц меньше, чем десятки микрометров, следовательно, гораздо более тонкие волокна, такие как NCC и (или) частицы NCC, могут быть использованы для эффективного суспендирования более мелких цементных частиц. Добавка подходящего количества NCC и (или) частиц NCC в обычные растворы портландцемента может минимизировать свободное образование флюида, а также сводит к минимуму использование загустителей.

В соответствии с данным раскрытием изобретения, состав цементного раствора для цементирования скважины содержит гидравлический цемент, воду, NCC и (или) частицы NCC и графит. Как графит можно использовать необработанный зернистый графит со средним диаметром частиц примерно от 70 до 500 мкм.

Портландцемент, содержащий углеродное волокно и зернистый графит, демонстрирует сниженные показатели удельного сопротивления цемента, по сравнению с показателями сопротивления обычного цемента, в котором нет волокон или графита. Незначительные концентрации углеродного волокна обеспечивают соединительный путь, по которому через цементную матрицу текут электроны.

В смеси могут присутствовать другие добавки, такие как наполнители, замедлители, агенты для предотвращения водоотдачи, диспергаторы, модификаторы реологии и т.п. В одном варианте осуществления изобретения смесь также содержит поливинилово-спиртовый агент для понижения водоотдачи (от 0,1% до 1,6%) по массе смеси («BWOB»), диспергатор полисульфона (0,5-1,5% BWOB), сажевый проводящий наполнитель, не превышающий 1,0% BWOB, а также различные замедлители (лигносульфонат, очищенные сахара с короткой цепью и с концевыми карбоксилатными группами и другие синтетические добавки-загустители собственной разработки). В другом варианте осуществления изобретения смесь также содержит поливинилово-спиртовый агент для понижения утечки флюида (от 0,2% до 0,3%) по массе смеси («BWOB»), диспергатор полисульфона (0,5-1,5% BWOB), сажевый проводящий наполнитель, не превышающий 1,0% BWOB, а также различные замедлители (лигносульфонат, очищенные сахара с короткой цепью и с концевыми карбоксилатными группами и другие синтетические добавки-загустители собственной разработки). В некоторых композициях кремнезем или другие утяжеляющие добавки, такие как гематит или барит, могут быть использованы, чтобы оптимизировать реологические характеристики раствора цементной смеси при заливке по всей области применения. Подходящие концентрации кремнезема не могут превышать 40% BWOC (по массе цемента). Это необходимо для предотвращения снижения прочности, когда температуры в скважине могут превышать 230 градусов. Для большинства составов гематит или барит не превышают 25% BWOB или BWOC.

В вариантах осуществления изобретения составы в соответствии с данным раскрытием изобретения могут содержать связующий компонент или поверхностно-активирующий агент, содержащий NCC и (или) частицы NCC, причем NCC и (или) частицы NCC присутствуют в количестве от примерно 5 масс. % до примерно 70 масс. %, от примерно 10 масс. % до примерно 60 масс. %, от примерно 20 масс. % до примерно 50 масс. %, от примерно 30 масс. % до примерно 40 масс. % из расчета на общую массу композиции. В вариантах осуществления изобретения композиции в соответствии с данным раскрытием изобретения могут содержать связующий компонент или поверхностно-активирующий агент, содержащий NCC и (или) частицы NCC, причем NCC и (или) частицы NCC присутствуют в количестве от примерно 0,001 масс. % до примерно 10 масс. %, например, от 0,01 масс. % до 10 масс. %, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции.

Волокнистые материалы известны тем, что помогают суспендирующим частицам во флюидной системе. Например, цилиндрические волокна диаметром в диапазоне от 20 до 100 мкм обычно используются, чтобы суспендировать частицы размером от 100 до 1000 мкм. Однако большинство цементных частиц меньше, чем десятки микрометров, следовательно, гораздо более тонкие волокна, такие как NCC и (или) частицы NCC, могут быть использованы для эффективного суспендирования цементных частиц размером от примерно 1 мкм до примерно 100 мкм, например, от примерно 10 мкм до примерно 75 мкм, от примерно 10 мкм до примерно 50 мкм и от примерно 25 мкм до примерно 40 мкм. Добавление подходящего количества NCC и (или) частиц NCC в обычные растворы портландцемента может минимизировать свободное образование флюида, а также сводит к минимуму использование загустителей. Реологические характеристики цементных растворов более-менее хорошо описаны так называемой пластической моделью Бингема. В соответствии с упомянутой моделью, напряжение сдвига в зависимости от скорости сдвига является прямой линией наклона PV (для пластической вязкости) и начальной ординаты YV (для предела текучести). Дополнительная характеристика раствора заключается в показателе пластической вязкости (PV) и предела текучести (YV). Чтобы цементный раствор легко прокачивался, он должен иметь пластическую вязкость и предел текучести как можно ниже, если необходимо создать турбулентный поток.

С этой целью, как известно, в водную смесь добавляют общепринятым способом химические агенты под названием «диспергаторы» или «пластификаторы». Эти агенты помогают уменьшить пластическую вязкость и предел текучести чистоцементного раствора (например, класса G) от 40 сП до 20 сП и от 45 до 0 фунтов на 100 футов2 соответственно.

Дополнительная характеристика соответствующих цементных растворов заключается в их способности оставаться однородными в нетронутом состоянии, за период времени от окончания закачки до застывания. Очень часто наверху столба раствора образуется более-менее прозрачная надосадочная жидкость, известная как «свободная вода», что связано с вытеканием или оседанием частиц цемента; часть кольцевого пространства напротив надосадочной жидкости не будет зацементирована приемлемым образом.

Причина этого явления может быть найдена в том факте, что за пределами заданного порога концентрации диспергатора частицы цемента подвергаются воздействию сил отталкивания. Это соответствует насыщению поверхностных частиц адсорбированными молекулами диспергатора, причем частицы цемента выступают в качестве структурных элементов, приспособленных к осаждению в жидкой среде.

Если же, напротив, концентрация диспергатора не соответствует насыщению, силы притяжения остаются между областями с отрицательным зарядом цементной частицы, которая была покрыта диспергатором, и непокрытыми областями с положительным зарядом другой цементной частицы, что приводит к образованию внутри жидкой фазы хрупкой трехмерной структуры, способствующей суспендированию частиц. Давление, применяемое к этой структуре для ее устранения и образования текучей жидкости, является «пределом текучести» (YV). Поэтому предел текучести YV выше 0 будет указывать на наличие в растворе такой трехмерной структуры.

В вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции в соответствии с данным раскрытием изобретения могут содержать волокно, включающее NCC и (или) частицы NCC, причем NCC и (или) частицы NCC присутствуют в количестве от примерно 5 масс. % до примерно 70 масс. %, от примерно 10 масс. % до примерно 60 масс. %, от примерно 20 масс. % до примерно 50 масс. %, от примерно 30 масс. % до примерно 40 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции, описанные в данном раскрытии изобретения, могут содержать волокно, включающее одну или более NCC и (или) частиц NCC, причем NCC и (или) частицы NCC присутствуют в количестве от примерно 0,001 масс. % до примерно 10 масс. %, например, от 0,01 масс. % до 10 масс. %, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции.

Благодаря своему нано-размеру NCC и (или) частицы NCC могут проникать в рыхлые формации породы, и поэтому их можно использовать для цементирования и укрепления ствола скважины. Например, устанавливаемый тампон, содержащий NCC и (или) частицы NCC, проникает в высокопроницаемые формации, и наличие NCC и (или) частиц NCC внутри породы могут сделать установленный тампон более крепким, чем такой же тампон без NCC и (или) частиц NCC. Общепринятый микроцементный состав, который предназначен для восстановления, может также стать более эффективным благодаря наличию в нем NCC и (или) частиц NCC. NCC и (или) частицы NCC могут проникнуть в небольшие трещины вместе со всей цементной композицией, в результате чего улучшатся механические характеристики схватившегося цемента для заделывания утечки.

NCC и (или) частицы NCC также можно использовать для заделывания небольших трещин в цементном кольце, которые возникают из-за различных напряжений. NCC и (или) частицы NCC могут вводиться в «микроцементную» систему или микроцементную композицию, которые могут быть использованы, чтобы заполнить и заделать трещины и (или) обеспечить армирование структуры. Аналогичным образом NCC и (или) частицы NCC могут быть агентом, вводимым во флюид или композицию, которые можно использовать, чтобы заполнить и заделать трещины и (или) обеспечить армирование структуры общепринятых композиций.

В вариантах осуществления изобретения флюиды (например, микроцементная композиция), флюиды для обработки или композиции в соответствии с данным раскрытием изобретения могут содержать вышеописанный агент, например, ремонтно-изоляционный агент или средство для ремонта цементной колонны, включающие NCC и (или) частицы NCC, причем NCC и (или) частицы NCC присутствуют в количестве от примерно 5 масс. % до примерно 70 масс. %, от примерно 10 масс. % до примерно 60 масс. %, от примерно 20 масс. % до примерно 50 масс. %, от примерно 30 масс. % до примерно 40 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды (например, микроцементная композиция), флюиды для обработки или композиции в соответствии с данным раскрытием изобретения могут содержать вышеописанный агент, например, ремонтно-изоляционный агент или средство для ремонта цементной колонны, включающие NCC и (или) частицы NCC, причем NCC и (или) частицы NCC присутствуют в количестве от примерно 0,001 масс. % до примерно 10 масс. %, например, от 0,01 масс. % до 10 масс. %, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции.

СТАБИЛИЗАТОРЫ

Добавление NCC и (или) частиц NCC может также посодействовать стабильности эмульсии за счет образования сети в нефти в водной поверхности раздела. В частности, высокая удельная поверхность частицы NCC может позволить NCC или частице NCC оставаться на поверхности раздела в водонефтяной эмульсии. Эту характеристику NCC и (или) частиц NCC можно использовать в таких применениях, как кислотная обработка (например, SUPER-XEMULSION или флюиды «SХE»), при которой желательно стабилизировать нефть в воде.

Стабилизацию пены (например, сверхкритический показатель CO2 в воде) можно также осуществить с помощью NCC и (или) частиц NCC.

Водные эмульсии могут содержать по меньшей мере один полимер, гидролизируемый в условиях скважины, где водная эмульсия находится в органической фазе, диспергированной в водной фазе, и где органическая фаза включает полимер, гидролизируемый в условиях скважины, органический растворитель полимера (возможно, также гидролизируемый в условиях скважины), эмульгирующий агент, регулятор вязкости и по меньшей мере один стабилизатор. Один способ получения упомянутой водной эмульсии включает медленное растворение упомянутого твердого гидролизируемого полимера в упомянутом органическом растворителе при температуре, которая может быть выше точки стеклования полимера, охлаждение раствора при температуре от примерно 20 до примерно 40°С, подготовку флюида для обработки в отдельном смесителе с добавлением эффективного количества поверхностно-активного вещества и добавление полимерного гидролизируемого раствора во флюид для обработки с достаточно интенсивным перемешиванием для получения стабильной эмульсии. В некоторых случаях полимер, растворенный в органическом растворителе, можно предварительно гидролизировать до необходимой вязкости. Как обсуждалось выше, NCC или частицы NCC можно добавлять в качестве стабилизаторов в эмульсионный раствор в дополнение к описанным выше материалам. Если необходимо, стабилизаторы эмульсии могут быть добавлены во флюид для обработки.

В некоторых случаях гидролизируемый полимер может представлять собой полимер молочной кислоты, полимер гликолевой кислоты, их сополимеры и их смеси. Полимер может быть выбран таким образом, что его гидролиз в скважинной среде образует клейкий полимерный материал, и скважинный гидролиз может быть необратимым. Растворитель для данного класса гидролизируемых полимеров можно выбрать из группы растворителей, обладающих низкой летучестью, низкой токсичностью и высокой температурой воспламенения, а также разлагаемых в скважинной среде. Часто используют растворитель с давлением насыщенного пара менее примерно 3-6 Па при 20°С и температурой воспламеняемости более 90°С. Растворитель может быть из класса эфиров двухосновной кислоты (DBE): DBE-4, DBE-5, DBE-6 и их смесей. Эмульгирующий агент может быть катионным, анионным или неионным поверхностно-активным веществом. В некоторых случаях флюид эмульгируют в высокоскоростном диспергаторе, струйной форсунке или наземном смесителе. Стабилизатор NCC и (или) частиц NCC и поверхностно-активное вещество можно добавлять к водной фазе. Кроме того, в дополнение к NCC или частицам NCC в качестве стабилизатора эмульсий можно добавлять желатин. Полимер может быть выбран таким образом, что его гидролиз в условиях скважины образует клейкий полимерный материал, и скважинный гидролиз может быть необратимым.

NCC и (или) частицы NCC по данному раскрытию изобретения также могут быть использованы для стабилизации поверхности раздела в водных двухфазных системах. NCC имеет большую площадь поверхности, и эта характеристика полезна для стабилизации эмульсий или двухфазных систем на поверхности раздела, подобно как в случае эмульсии Пикеринга. Водные системы, которые включают две водные фазы, остающиеся отдельными фазами даже при размещении в непосредственном соприкосновении друг с другом, известны уже много лет. Такие системы упоминаются как водные двухфазные системы, а также называются водо-водными эмульсиями, когда одна фаза диспергируется каплями в другой. Их используют в некоторых несвязанных между собой областях техники, в частности, чтобы придавать текстуру продуктам питания, извлекать биологические материалы и добывать полезные ископаемые.

Обе фазы водной двухфазной композиции содержат растворенные компоненты, которые достаточно несовместимы, чтобы вызывать разделение на две фазы. Один растворенный компонент (или одна смесь растворенных компонентов) относительно концентрирован в одной фазе, а другой растворенный компонент (или смесь растворенных компонентов) относительно концентрирован в другой фазе. В частности, одна фаза может быть относительно насыщена одним растворенным компонентом, который является полимером, в то время как другая фаза относительно насыщена растворенным компонентом, который является другим полимером (полимером/полимерной системой). Другими вариантами являются полимер/поверхностно-активное вещество, полимер/соль и поверхностно-активное вещество/соль. Водную двухфазную систему также можно образовать с помощью одной соли, концентрированной в одной фазе и другой соли, концентрированной в другой фазе, но при таком варианте менее вероятно обеспечить загущение, предусмотренное в этом применении.

Изменения в композиции водной двухфазной системы или в преобладающих условиях, таких как значение рН, могут преобразовать систему из двухфазной в однофазную. Водная двухфазная система может обеспечить подвижный двухфазный флюид с довольно низкой вязкостью, который становится более вязким при переходе в однофазную систему. Изменение на более вязкое однофазное состояние может происходить под землей таким образом, что в подземной области может создаться подходящая вязкость, в то время как флюид можно закачивать в ту область как подвижный флюид, таким образом обеспечивая снижение энергии, затрачиваемой на перекачку флюида.

Водная двухфазная смесь может включать две фазы в поверхностных условиях, которые можно легко определить по температуре 25°С и давлению 1000 мбар. Как обсуждалось выше, двухфазный состав может содержать реологически модифицирующий материал (то есть загуститель), например, NCC и (или) частицы NCC, который может обеспечить увеличение вязкости при добавлении в воду. NCC и (или) частицы NCC могут присутствовать в более высокой концентрации в первой фазе двухфазной системы, чем во второй фазе, в то время как второй растворенный компонент или смесь растворенных компонентов будут более концентрированными во второй фазе, чем в первой фазе.

В вариантах осуществления изобретения NCC и (или) частицы NCC могут присутствовать в дисперсной фазе флюида (которая может быть первой или второй фазой). В таких вариантах осуществления изобретения NCC и (или) частицы NCC могут оказывать минимальное воздействие на объемную вязкость флюида. В некоторых вариантах осуществления изобретения, в которых первая фаза является дисперсной фазой, NCC и (или) частицы NCC могут присутствовать в первой фазе, но NCC и (или) частиц NCC нет во второй фазе. В некоторых вариантах осуществления изобретения, в которых вторая фаза является дисперсной фазой, NCC и (или) частицы NCC могут присутствовать во второй фазе, но NCC и (или) частиц NCC нет в первой фазе.

Этот второй растворенный компонент (или смесь растворенных компонентов) можно для удобства называть «вторым разделяющим материалом», так как его наличие в дополнение к загустителю приводит к расслоению и образованию отдельных фаз.

Наличие этого второго разделяющего материала и последующее образование двух фаз с помощью наноцеллюлозы (или концентрированного в одной фазе), при условии, что объем второй фазы достаточный, может препятствовать загустителю увеличивать очевидную вязкость смеси до той степени, которая наблюдалась бы в одной водной фазе. Второй разделяющий материал может ограничивать растворимость загустителя в воде. Дополнительные подробности относительно водных двухфазных систем описаны в опубликованной патентной заявке США №2010/0276150, раскрытие которой включено в данное описание посредством ссылки в полном объеме.

В вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции в соответствии с данным раскрытием изобретения могут содержать стабилизатор эмульсий, включающий NCC и (или) частицы NCC, причем NCC и (или) частицы NCC присутствуют в количестве от примерно 5 масс. % до примерно 70 масс. %, от примерно 10 масс. % до примерно 60 масс. %, от примерно 20 масс. % до примерно 50 масс. %, от примерно 30 масс. % до примерно 40 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции, описанные в данном раскрытии изобретения, могут содержать стабилизатор эмульсий, включающий NCC и (или) частицы NCC, причем NCC и (или) частицы NCC присутствуют в количестве от примерно 0,001 масс. % до примерно 10 масс. %, например, от 0,01 масс. % до 10 масс. %, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции.

ДОСТАВКА МАТЕРИАЛА

Наличие NCC и (или) частиц NCC обеспечивает лучшее управление доставкой различных материалов в ствол скважины. NCC и (или) частицы NCC можно использовать для образования водородных связей между отдельными частицами и (или) образования структурной сети, производящей высокий предел текучести, который будет обеспечивать хорошие характеристики эмульсии. В вариантах осуществления изобретения NCC и (или) частицы NCC могут быть добавлены во флюид-носитель, чтобы содействовать агрегации и (или) агломерации материалов во флюиде-носителе. Кроме того, добавление NCC и (или) частиц NCC во флюид-носитель, например, природные полимеры, синтетические полимеры, растворы на основе поверхностно-активных веществ, флюиды на основе водных и неводных растворителей, флюиды на основе пены, может помочь суспендировать полимерные или неполимерные частицы. Добавление NCC и (или) частиц NCC во флюид-носитель может также помочь суспендировать такие неполимерные частицы, как, например, глина, барит и минеральные частицы.

В вариантах осуществления изобретения NCC и (или) частицы NCC могут быть включены в тампон, например, тампон для регулирования водоотдачи, чтобы потенциально улучшить доставку этих тампонных материалов, насколько это будет возможно в применении. Тампоны для регулирования водоотдачи используются в варианте осуществления изобретения для регулирования водоотдачи заканчивания скважин после перфорации и перед гравийной набивкой или установкой гравийных фильтров. Они также используются в качестве дополнительного или альтернативного варианта осуществления изобретения, чтобы изолировать заканчивание скважин и скважинный флюид после гравийной набивки установкой тампона внутри сетчатого фильтра. Эти тампоны в одном варианте осуществления изобретения могут содержать полиэфирный тампонирующий агент с загущающим полимером или без него. Если тампон является тампоном для регулирования водоотдачи, просачивание флюида в формацию можно использовать, чтобы блокировать перфорационные каналы или образовать фильтрационную корку на поверхности формации. В случае утечки флюида через сетчатый фильтр во время поднятия бурильной колонны для сборки сетчатого фильтра и трубы добычи, тампон водоотдачи вводится внутрь сетчатого фильтра, чтобы блокировать отверстия в сетчатом фильтре. Дополнительные подробности относительно тампонов описаны в патентах США №8016040, 8002049, 7947627, 7935662, 7331391 и 7207388, каждый из которых приведен в качестве ссылки в полном объеме. Наноцеллюлозный материал можно использовать для улучшения доставки расклинивающего агента в маловязкие флюиды, такие как реагенты на водной основе. Дополнительные подробности относительно обработки реагентов на водной основе описаны в опубликованной патентной заявке США №2009/0318313 и в опубликованной патентной заявке США №2003/0054962, раскрытие которых включено в данное описание посредством ссылки в полном объеме.

В вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции в соответствии с данным раскрытием изобретения могут содержать NCC и (или) частицы NCC (для содействия в доставке материалов) в количестве от примерно 5 масс. % до примерно 70 масс. %, от примерно 10 масс. % до примерно 60 масс. %, от примерно 20 масс. % до примерно 50 масс. %, от примерно 30 масс. % до примерно 40 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды, флюиды для обработки или композиции в соответствии с данным раскрытием изобретения могут содержать NCC и (или) частицы NCC (для содействия в доставке материалов) в количестве от примерно 0,001 масс. % до примерно 10 масс. %, например, от 0,01 масс. % до 10 масс. %, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции.

ЗАКУПОРИВАНИЕ ТРЕЩИН

Трещины в резервуарах обычно имеют самую высокую пропускную способность в любой части формации резервуара. Эти трещины в формации могут быть естественными или образованными гидравлическим путем. В естественном изъяне в структуре породы высокая пропускная способность является результатом либо тех же факторов, что и в случае естественных трещин, либо трещины, раскрытой, например, вследствие естественных неровностей или из-за того, что порода жесткая, а напряжение смыкания низкое. В искусственно созданных трещинах, например, тех, которые созданы гидроразрывом формации или кислотным разрывом формации, высокая пропускная способность объясняется тем, что трещина удерживается от смыкания очень проницаемым пластом материала или из-за вытравливания вдоль поверхности трещины за счет действия кислоты или другого материала, которые растворили часть формации.

Соответствующие трещины в этом месторождении могут быть соединены с подземной формацией и (или) стволом скважины. Большие объемы флюидов проникают через трещины из-за их высокой пропускной способности. Благодаря этому в скважинах наблюдаются высокие скорости движения флюидов для добычи или нагнетания. Обычно это желательно.

Однако в ходе создания или использования нефтяной или газовой скважины часто желательно закупорить или частично закупорить трещину в формациях породы, тем самым снизив ее пропускную способность. Причины закупоривания этих трещин могут состоять в том, что: а) из них выходит нежелательная вода или газ; б) существует неравномерность нагнетаемого флюида (например, воды или CO2) в увеличенном вытеснении добычи; или в) дорогостоящие материалы (например, флюиды для гидроразрыва в процессе гидроразрыва) нагнетаются в непродуктивные области формации. Последняя упомянутая ситуация может быть особенно вредоносной, если приводит к нежелательному росту трещины, поскольку даром расходуется рабочая сила, гидравлическая мощность и материалы для того, чтобы образовать трещину в нежелательных областях, а в худшем случае это приводит к росту трещины в областях, из которых поступают нежелательные флюиды, например, вода.

В вариантах осуществления изобретения после того, как состав для обработки скважины поступает в ствол скважины или в подземную формацию, по меньшей мере одну пробку можно создать по меньшей мере либо в перфорационном канале, либо в трещине, либо в стволе скважины. По меньшей мере одна пробка содержит по меньшей мере NCC и (или) частицы NCC состава для обработки скважин и может быть установлена для отвода и (или) изоляции различных зон в стволе скважины или в подземном пласте. Также вслед за установлением пробки трещина может сомкнуться на NCC или частице NCC после того, как композиция для обработки скважины введена в трещину. Кроме того, пробка может являть собой множество пробок, таким образом изолируя одну или более областей в пределах подземной формации или ствола скважины.

Чтобы предотвратить разделение частиц и неравномерную набивку при смешивании и закачке NCC и (или) частиц NCC, плотности NCC и (или) частиц NCC должны быть в пределах примерно 20% по отношению друг к другу. Частицы смешиваются и закачиваются с помощью оборудования и процедур, обычно используемых в нефтяном месторождении для цементирования, гидроразрыва, бурения и кислотной обработки. Эти частицы могут быть предварительно смешаны или смешаны на месте. Их, как правило, смешивают и закачивают в виде раствора во флюиде-носителе, например, воде, нефти, загущенной воде, загущенной нефти и реагенте на водной основе (воде, содержащей небольшое количество полимера, который действует в первую очередь как агент для понижения трения, а не загуститель). В вариантах осуществления изобретения композиция для обработки скважин может также включать флюид-носитель, который не может растворять NCC и (или) частицы NCC.

Если частицы не имеют очень низкую плотность и (или) флюид-носитель не имеет очень высокую плотность и (или) если скорость перекачки насоса не очень высокая, то флюид-носитель обычно будет загущенным, чтобы содействовать суспендированию частиц. Можно использовать любой способ загущения флюида-носителя. Воду можно загущать несшитым или сшитым полимером. Полимер, особенно если он сшит, может оставаться и быть концентрированным в трещине после обработки и может препятствовать потоку флюида. В гидроразрыве формации полимеры могут быть сшиты для повышения вязкости минимальным количеством полимера. В вариантах осуществления изобретения, большее количество полимера может быть лучше, чем меньшее его количество, если этому не препятствует его стоимость, а сшивка увеличивает его стоимость и сложность, так что несшитые флюиды могут быть также желательны, принимая во внимание, что более вязкие флюиды обычно расширяют трещины, что может быть нежелательно.

Желательно, чтобы полимер в трещинах разлагался после обработки, так что часто выбирают наименее термически стабильный полимер, который достаточно долго будет в необходимом состоянии для доставки расклинивающего агента. В вариантах осуществления изобретения может быть выгодно использовать стабильные полимеры, такие как полиакриламиды, замещенные полиакриламиды и т.д. Выбор полимера, его концентрации и сшивателя, если таковой имеется, осуществляется путем сопоставления этих факторов на эффективность с учетом затрат, целесообразности и простоты.

Введение тампонажного материала с NCC или частицей NCC подобно введению расклинивающего агента в гидроразрыв формации. Тампонажный материал может быть суспендирован во флюиде-носителе для образования «заполняющего раствора». Если трещина создается и одновременно закупоривается пробкой, для выполнения гидроразрыва, имитации конечной конфигурации трещины и закладки заполняющего материала можно использовать моделирующее устройство гидравлического разрыва «Property3D» (P3D). (Если существующую трещину закупоривают, моделирующее устройство обычно не используют). Примеры такого моделирующего устройства P3D являются «FRACADE» (патентованное устройство для трещин «Schlumberger», прогнозирующее и контролирующее обработку программное обеспечение), «FRACPRO» от «Pinnacle Technologies», Хьюстон, штат Техас (США), и «MFRAC» от «Meyer and Associates, Inc» (США). Создается ли трещина и закупоривается в одной операции или закупоривается существующая трещина, поверхность образования трещины должна быть покрыта сверху до низу и с края до края («в длину и высоту») заполняющим раствором, когда ожидается нежелательный флюидный поток. В основном, ширина созданной трещины не полностью заполняется композицией для обработки скважины, но может быть необходимо, чтобы достаточное количество материала было закачано, (i) чтобы по меньшей мере (если трещина закроется после закачки композиции для обработки скважины) создать полный слой из самого крупного («крупнозернистого») материала, используемого по всей длине и высоте области трещины, где поток нужно заблокировать, или (ii) чтобы полностью заполнить объем трещины композицией для обработки скважины. Когда по меньшей мере ситуация (i) на лицо, о трещине будет заявлено, что ее заполнят по меньшей мере монослоем крупнозернистых частиц.

Нормальная максимальная используемая концентрация может быть в виде трех слоев (между поверхностями трещины) крупнозернистого материала. Если трещина шире вышеупомянутой, но закроется, могут быть использованы три слоя заполняющего материала, при условии, что после того, как трещина закроется, будет покрыта вся длина и высота поверхностей образования трещины. Если трещина шире вышеупомянутой и впоследствии не закроется, то либо (i) может быть закачано больше заполняющего материала для заполнения трещины, либо (ii) еще некоторые материалы могут быть использованы для заполнения трещины, например, среди прочего, описанный выше вязкий материал. Может быть расточительно использовать более трех слоев материала на основе частиц, поскольку ненамеренно может быть большая вероятность образования нежелательных пустот в упаковке частиц и обратного притока материала на основе частиц в ствол скважины. Таким образом, особенно если заполненная ширина объема трещины в три раза превышает размер самых крупных частиц или еще более крупных, то можно добавить вязкий тампонирующий материал, чтобы уменьшить поток частиц в ствол скважины. Это должен быть материал, который не увеличивает пористость набивки при смыкании трещины. Изделиями, которые эффективно выполняют это, являются вязкие полимерные или органические волокна. Можно использовать концентрации примерно до 9,6 г вязкого тампонирующего материала на литр флюида-носителя.

Флюид-носитель может быть любым обычным флюидом для гидроразрыва, который обеспечит доставку материала для полного покрытия трещины, будет оставаться в трещине и посодействует суспендированию материала, пока смыкается трещина. Могут быть использованы сшитые гуары или другие полисахариды. Варианты подходящих материалов включают сшитый полиакриламид или сшитые полиакриламиды с дополнительными группами, например, AMPS, чтобы придать материалу еще большую химическую стабильность и термостойкость. Такие материалы могут (1) концентрироваться в трещине, (2) противостоять разложению и обеспечивать дополнительное сопротивление потоку флюида в поровое пространство, не заполненное частицами. Кроме того, коркообразующие материалы, такие как агенты для понижения водоотдачи, могут быть использованы для дальнейшего предотвращения потока из формации в трещину. Широко известны такие коркообразующие материалы, как крахмал, слюда и карбонаты.

Часто желательно закупорить часть трещины; это происходит, в частности, когда трещина распространяется из требуемой области в область, в которой трещина, через которую может течь флюид, нежелательна. Этого можно достичь с помощью описанной выше композиции для обработки скважины, если область, которую необходимо закупорить, находится вверху или внизу трещины. Есть два способа для реализации этого; каждый из них может быть применен либо с заканчиванием скважины при обсаженном забое/перфорационным способом, либо заканчиванием скважины при необсаженном забое. При первом («удельная плотность») способе закупоривающий раствор закачивают перед закачкой основного раствора для разрыва, и он имеет другую удельную плотность, чем основной раствор для разрыва. Если заполняющий раствор тяжелее, чем основной раствор для разрыва, то закупоренная зона трещины будет внизу трещины. Если заполняющий раствор легче, чем основной раствор для разрыва, то закупоренная зона трещины будет вверху трещины. Заполняющий раствор будет изначально легче или тяжелее раствора расклинивающего агента просто потому, что частицы легче или тяжелее расклинивающего агента; разницу можно усилить также за счет изменения удельной плотности флюида-носителя для частиц по отношению к удельному весу флюида-носителя для расклинивающего агента.

При втором способе («закладке») в ствол скважины опускается лифтовая труба до точки выше или ниже перфорационных каналов. Если цель состоит в том, чтобы закупорить низ трещины, то лифтовую трубу опускают до точки ниже перфорационных каналов и закупоривающий раствор закачивают вниз по лифтовой трубе, в то время как основной раствор для обработки трещины закачивают вниз по кольцевому пространству между лифтовой трубой и колонной обсадных труб. Это нагнетает заполняющий раствор в нижнюю часть трещины. Если цель состоит в том, чтобы закупорить верх трещины, то лифтовую трубу опускают до точки выше перфорационных каналов. Затем, когда заполняющий раствор закачивают вниз по лифтовой трубе, в то время как основной раствор для обработки трещины закачивают вниз по кольцевому пространству между лифтовой трубой и колонной обсадных труб, заполняющий раствор нагнетается в верхнюю часть трещины. Лифтовую трубу могут перемещать во время этой операции, чтобы содействовать закладке частиц по всей нежелательной части трещины. В данном способе закладки можно использовать гибкие НКТ малого диаметра.

В вариантах реализации изобретения флюиды, флюиды для обработки или составы в соответствии с данным раскрытием изобретения могут содержать NCC и (или) частицы NCC (для образования пробок) в количестве от примерно 5 масс. % до примерно 70 масс. %, от примерно 10 масс. % до примерно 60 масс. %, от примерно 20 масс. % до примерно 50 масс. %, от примерно 30 масс. % до примерно 40 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или состава. В некоторых вариантах реализации изобретения флюиды, флюиды для обработки или составы в соответствии с данным раскрытием изобретения могут содержать NCC и (или) частицы NCC (для образования пробок) в количестве от примерно 0,001 масс. % до примерно 10 масс. %, например, от 0,01 масс. % до 10 масс. %, от 0,1 масс. % до 5 масс. % или от примерно 0,5 масс. % до примерно 5 масс. % из расчета на общую массу флюида, флюида для обработки или композиции

NCC и (или) частицы NCC можно функционализировать любым из описанных выше материалов, так что NCC может выступать в качестве обнаруживающего агента или индикатора в одном или более нефтяных месторождениях или в обсужденном выше применении обработки трещин. Другие функции можно задействовать для изменения смачиваемости породы, которая может быть практичной в применениях по повышению нефтеотдачи (EOR).

Вышеизложенное дополнительно проиллюстрировано ссылкой на следующие примеры, которые представлены с целью иллюстрирования и не предназначены для ограничения объема данного изобретения.

ПРИМЕРЫ

Были проведены следующие эксперименты, чтобы показать синергический эффект между различными наноцеллюлозами и гуаром. В следующих экспериментах были измерены характеристики осаждения песчаника и его реологические характеристики. В этих экспериментах был учтен эффект разбавления наноцеллюлозы. Различные наноцеллюлозные материалы, используемые в этих экспериментах, описаны в Таблице 1.

Таблица 1
Описание наноцеллюлозных материалов
Тип наноцеллюлозы Состав активного компонента, данного поставщиком
MFC 1 10 масс. % в деионизированной воде
MFC 2 3 масс. %
NCC 1 5,7 масс. % в деионизированной воде
NCC 2 95 масс. % тверд.

Осаждение материала

Различные наноцеллюлозные материалы были первоначально смешаны в концентрации 1 грамм/литр (г/л), а также в концентрации 2 г/л с раствором гидратированного гуара (3,6 г/л, 30 ppt). Смесь перемешивали в течение 10 минут при комнатной температуре. Полученную смесь вылили в мерный цилиндр (25 мл), и для измерения статического осаждения песчаника использовали монокристалл расклинивающего агента «CARBOLITE» размерностью 20/40 меш. Результаты показаны на Фиг. 1 и в Таблице 2, которая содержит результаты экспериментов по статическому осаждению монокристаллического песчаника с использованием многочисленных концентраций наноцеллюлозы.

Таблица 2
Характеристики статического осаждения монокристаллического песчаника различными линейными гелями гуаровой наноцеллюлозы (мм/мин-1), расклинивающий агент «CARBOLITE» размерностью 20/40 меш
Проба Концентрация наноцеллюлозы (г/л-1)
0,0 0,1 0,25 0,5 1,0 1,5 2,0 4,0 6,0 8,0
MFC 1 сравн. прим. 82,4 - - - 92,1 - 67,6 3,5 1,2 БО
MFC 2 сравн. прим. 82,4 - - - 94,8 - 67,6 51,9 - 18,4
NCC 1 82,4 - - - 27,1 - 6,7 БО БО БО
ссылка на гуар 3,6 г/л 82,4 - - - - - - - - -
БО = без осаждения

Приведенные выше результаты показывают, что статическое осаждение песчаника можно значительно улучшить добавлением наноцеллюлозы. Лучшие результаты были получены с NCC 1 в связи с веществами MFC. При концентрации выше 4 г/л песчаную эмульсию наблюдали в отношении веществ MFC.

Были выполнены дополнительные эксперименты по статическому осаждению монокристаллического песчаника концентрацией гуара 1,8 г/л (20 ppt). Результаты приведены в Таблице 3. Как видно из Таблицы 3, песчаный монокристалл оседает со скоростью примерно 3000 мм/мин только в гуаре. Когда гуар смешивают с пробами наноцеллюлозы, осаждение песчаника уменьшается до 420 мм/мин для NCC 1.

Таблица 3
Тесты статического осаждения монокристаллического песчаника
Проба Загрузка Статическое осаждение монокристаллического песчаника в мм/мин
MFC 1 2 г/л 1036
NCC 1 2 г/л 420
Гуар 1,8 г/л 3000

Эти тесты статического осаждения монокристаллического песчаника показывают, что наличие наноцеллюлозы в растворе гуара увеличивает суспензию расклинивающего агента, как показано выше в Таблице 3 с NCC 1.

Реологические исследования: смесь гуара с NCC

Приготовили смесь NCC (в различных концентрациях в диапазоне от 1,0 г/л до 4,0 г/л) и гуара при 30 ppt, и подвергали ее реологическим тестам с помощью реометра «BOHLIN CVO-R» (произведенного компанией «Malvern Instruments»), снабженного устройством «Pelletier» для исследования температур. Результаты этих экспериментов показаны на Фиг. 2. На Фиг. 2 представлен график вязкости в зависимости от скорости сдвига в диапазоне от 0,05 с-1 до 150 с-1. Дополнительные результаты этих экспериментов представлены в Таблице 4.

Таблица 4
Вязкость (103 сП) на линейном гуаре 3,6 г/л - NCC 1
Скорость сдвига (с-1) Концентрация NCC 1 (г/л-1) NCC 1 5,7% в деионизированной воде
0,0 1,0 2,0 4,0 6,0
179,6 0,052 0,050 0,053 0,060 0,067 0,005
64,6 0,092 0,094 0,104 0,119 0,133 0,003
23,2 0,156 0,164 0,190 0,231 0,271 0,003
8,3 0,247 0,277 0,339 0,455 0,565 0,003
3,0 0,351 0,412 0,568 0,856 1.16 0,012
1,1 0,418 0,568 0,918 1,57 2,47 0,003
0,387 0,436 0,716 1,43 3,02 5,33 0,019
0,139 0,459 0,856 2,35 5,96 11,1 0,007
0,050 0,505 1,08 4,01 11,6 21,4 0,023

В целом, линейный флюид с NCC имеет характеристики разжижения при сдвиге и высокий предел текучести, характеризующийся высокой вязкостью при низких скоростях сдвига. Кроме того, эти результаты показывают, что, когда увеличивается концентрация NCC, возрастает и вязкость при низких скоростях сдвига.

Были также проведены реологические испытания при различных температурах. Результаты представлены на Фиг. 3 и в Таблице 5.

Скорость сдвига (с-1) Температура
20°C (68°F) 40°C (104°F) 60°C (140°F) 20°C (68°F)
Линейный гель +NCC 1 Ссыл. гуар Линейный гель +NCC 1 Ссыл. гуар Линейный гель +NCC 1 Ссыл. гуар NCC 1 5,7% в деионизир. воде
179,6 0,063 0,046 0,047 0,037 0,038 0,032 0,005
64,6 0,093 0,086 0,095 0,068 0,077 0,053 0,003
23,2 0,241 0,226 0,187 0,099 0,148 0,071 0,003
8,3 0,492 0,217 0,386 0,137 0,301 0,095 0,003
3 1,03 0,293 0,817 0,174 0,593 0,103 0,012
1,1 2,16 0,363 1,61 0,196 1,14 0,117 0,003
0,387 4,49 0,408 3,22 0,194 2,08 0,132 0,019
0,139 8,93 0,428 6,38 0,188 4,35 0,123 0,007
0,05 17,2 0,512 12,7 0,098 9,95 0,257 0,023

Как показано выше на Фиг. 3 и в Таблице 5, вязкость выше при наличии NCC 1, проявляющей синергический эффект обоих полимеров. Результаты показывают, что наличие NCC дает гораздо более высокие вязкости, особенно при более низких скоростях сдвига.

Гидратированная смесь CMC/NCC

NCC 2 размешали в водопроводной воде, содержащей 2% KСl, из предварительно гидратированного раствора в деионизированной воде, чтобы сделать раствор NCC 2 0,96 масс. %. Смесь перемешивали 5 минут примерно при 4000 об/мин, чтобы обеспечить надлежащую дисперсию в растворе. К этому раствору затем добавили карбоксиметилцеллюлозу (CMC), чтобы сделать раствор СМС 0,48 масс. %. Затем смесь перемешивали в течение 30 минут. Подготовили дополнительную пробу, содержащую гидратированный CMC в водопроводной воде и 2% KСl в аналогичном веществе, чтобы сделать раствор СМС 0,48 масс. %. Кроме того, подготовили пробу NCC 2 96 масс. %. Затем записали измерения вязкости, как описано выше. Результаты показаны на Фиг. 4.

Смесь NCC 2 и CMC (массовая доля 2:1) в 2% растворе KСl проявляет гораздо более высокую вязкость и разжижение при сдвиге с гелеобразным поведением. Эти эксперименты также указывают на формацию с высоким пределом текучести при низких скоростях сдвига (примерно 1 с-1). Разница вязкости между пробой CMC/NCC и двумя другими пробами составляет почти два порядка.

Реология с MFC 1 - сравнительный пример

Линейный гуар 3,6 г/л (20 ppt) смешали с MFC 1, и раствор перемешивали в течение 10 минут. Реологические эксперименты проводили при различных концентрациях MFC 1 в диапазоне от 4 г/л до 6 г/л. Результаты реологических экспериментов представлены ниже в Таблице 6. Таблица 6 также содержит реологические данные по NCC 1 в концентрациях 4,0 г/л и 6,0 г/л, как приведено выше в Таблице 4.

Таблица 6
Реология с MFC 1 и NCC 1
Скорость сдвига (с-1) Ссылка Гуар Вязкость (Па/с) +4,0 г/л MFCl Вязкость (Па/с) +6,0 г/л MFCl Вязкость (Па/с) +4,0 NCC 1 г/л Вязкость (Па/с) +6,0 NCC 1 г/л Вязкость (Па/с)
499,8 0,030 0,021 0,001 - -
179,6 0,052 0,060 0,058 0,060 0,067
64,6 0,092 0,117 0,117 0,119 0,133
23,2 0,156 0,218 0,220 0,231 0,271
8,3 0,247 0,399 0,426 0,455 0,565
3,0 0,351 0,707 0,810 0,856 1,16
1,1 0,418 1,218 1,536 1,57 2,47
0,387 0,436 2,073 2,961 3,02 5,33
0,139 0,459 3,569 5,750 5,96 11,1
0,050 0,505 6,052 11,256 11,6 21,4

Результаты показали, что характеристики разжижения при сдвиге флюида MFC 1 не были сопоставимы с NCC 1 в минимальной площади сдвига ниже скорости сдвига примерно 8,3 с-1. На основании этой информации можно сделать вывод, что NCC или частицы NCC имеют улучшенный предел текучести, который коррелирует с улучшенной способностью материала в суспендировании различных твердых материалов, например, расклинивающего агента.

Сшитые гели

Загуститель вливают в деионизированную воду, и пробу перемешивают в течение получаса. Затем NCC 1 3 г/л вылили в смеситель и перемешивали в течение 10 минут. Концентрированный NaOH добавили в количестве, достаточном для достижения значения рН равного 10,5. Затем ввели борную кислоту для выполнения сшивки. Конечную концентрацию ионов бората зафиксировали при 40 ч/млн в гуаровом растворе. Вискозиметрию проводили с помощью устройства «Bohlin C-VOR OCP 271-03», инструмента «C25 Din 53019». Предварительный сдвиг при скорости сдвига 1 с-1 применяли на 60 с-1.

Измерения вязкости проводились после сшивки, и результаты приведены в Таблице 7.

Таблица 7
Реология с NCC 1/боратным сшивателем
Скорость сдвига = 0,1 с-1
Время (с) Борнокислый сшитый гуар с вязкостью NCC 1 (Па/с) Сшитый гуар Ссылка вязкость (Па/с)
10,004 7,28E+01 2,72E+01
30,008 1,35E+02 2,46E+01
50,008 1,85E+02 2,20E+01
70,008 1,94E+02 2,01E+01
90,009 1,56E+02 1,86E+01
110,008 1,33E+02 1,75E+01
130,007 1,30E+02 1,66E+01
150,008 1,41E+02 1,59E+01
170,009 1,24E+02 1,53E+01
190,008 7,65E+01 1,48E+01

Вязкоупругие поверхностно-активные вещества и наноцеллюлоза

NCC 2 смешали с деионизированной водой, чтобы достичь концентраций, указанных на Фиг. 5. К раствору добавили вязкоупругое поверхностно-активное вещество (тип бетаина), и смесь подвергали сдвигу в гомогенизаторе Уоринга при 40% максимальной скорости в течение 3 минут. Затем полученную вспененную смесь центрифугировали, чтобы приступить к реологическим измерениям.

После того как вязкоупругие поверхностно-активные вещества (VES) смешали с NCC 2, реологическую характеристику измеряли как функцию температуры и скоростей сдвига. Как показывают результаты, представленные на Фиг. 5, добавление NCC 2 увеличивает термостойкость VES c 230°F (110°C) до 280°F (138°C). Аналогичные тенденции наблюдались при более высоких скоростях сдвига. Соотношение VES к NCC 2 можно использовать для оптимизации синергического эффекта между обеими системами.

Флюид для гравийной набивки с использованием VES

Приготовили флюид-носитель, содержащий 7,5% VES в 8,7 фунта на галлон соли хлористого калия. В этот флюид добавили различные количества NCC 2 (0,5 масс. %, 1 масс. % и 1,5 масс. %). Характеристику измерили как функцию температуры и скоростей сдвига. Результаты показаны на Фиг. 6.

Хотя предшествующее описание раскрыто в данном документе со ссылкой на конкретные средства, материалы и варианты осуществления изобретения, оно не предназначено для ограничения подробностями, раскрытыми в данном документе; скорее, это описание распространяется на все функционально эквивалентные структуры, способы и применения, которые находятся в пределах объема прилагаемой формулы изобретения. Пункты формулы, указывающие на «средство и функцию», предназначены охватить описанные в документе структуры как выполняющие перечисленные функции и не только как структурные эквиваленты, но и как эквивалентные структуры. Таким образом, хотя штифт и болт не могут быть структурными эквивалентами, поскольку штифт задействует цилиндрическую поверхность для скрепления деревянных частей, а болт задействует геликоидальную поверхность, в условиях скрепления деревянных частей и штифт, и болт могут быть эквивалентными структурами. Заявитель изъявил желание не ссылаться на 35 U.S.C., § 112, относительно любых ограничений любого из пунктов данной формулы изобретения, за исключением тех, в которых формула явным образом использует слова «средство для» вместе с сопровождающей функцией.

1. Флюид для обработки подземной формации, содержащий:

водную двухфазную систему, которая включает первую водную фазу и вторую водную фазу; где

первая фаза водной двухфазной системы содержит нанокристаллическую целлюлозу, которая включает стержнеобразные частицы нанокристаллической целлюлозы (частицы NCC), имеющие кристаллическую структуру,

концентрация частиц NCC в первой фазе водной двухфазной системы выше, чем концентрация частиц NCC во второй фазе водной двухфазной системы, и

флюид способен становиться более вязким, чем либо первая фаза, либо вторая фаза, при переходе водной двухфазной системы в однофазную систему.

2. Флюид для обработки подземной формации по п. 1, где частиц NCC нет во второй фазе водной двухфазной системы.

3. Флюид для обработки подземной формации по п. 1, где частицы NCC имеют длину от около 100 до около 1000 нм и аспектное отношение (длина:диаметр) от около 10 до около 100.

4. Флюид для обработки подземной формации по п. 1, где частицы NCC имеют диаметр от около 2 до около 100 нм и аспектное отношение (длина:диаметр) от около 10 до около 100.

5. Флюид для обработки подземной формации по п. 1, где частицы NCC имеют диаметр от около 2 до около 10 нм и аспектное отношение (длина:диаметр) от около 50 до около 75.

6. Флюид для обработки подземной формации по п. 1, где нанокристаллическая целлюлоза является функционализированной нанокристаллической целлюлозой, процентная функционализация поверхности которой составляет от около 5 до около 90 процентов.

7. Флюид для обработки подземной формации по п. 1, где внешняя окружность частиц NCC была подвергнута химическому модифицированию, выбранному из группы, состоящей из: образования сложных эфиров, образования простых эфиров, оксидирования, силилирования, образования фосфонатов, аминирования, сульфуризации, галогенирования и полимерной прививки.

8. Флюид для обработки подземной формации по п. 1, где поверхность частиц NCC содержит одну или более функциональных групп, выбранных из группы, состоящей из: гидроксила, галогенидов, простых эфиров, альдегидов, кетонов, сложных эфиров, аминов, амидов, сложных эфиров сульфатов и карбоксилатов.

9. Флюид для обработки подземной формации по п. 1, где степень кристалличности частиц NCC составляет по массе от примерно 88% до примерно 95%.

10. Флюид для обработки подземной формации по п. 1, где степень кристалличности частиц NCC составляет от примерно 65% до примерно 85%.

11. Флюид для обработки подземной формации по п. 1, где поверхность частиц NCC содержит нековалентное модифицирование поверхности.

12. Флюид для обработки подземной формации по п. 11, где нековалентное модифицирование поверхности выбрано из группы, состоящей из поглощающих поверхностно-активных веществ и полимерных покрытий.

13. Флюид для обработки подземной формации, содержащий:

растворитель;

композицию, которая содержит нанокристаллическую целлюлозу, содержащую стержнеобразные частицы нанокристаллической целлюлозы (частицы NCC), имеющие кристаллическую структуру; и газ; причем флюид является вспененным цементной суспензией, которая включает газ в количестве в диапазоне от примерно 10% до примерно 80% по объему суспензии.

14. Флюид для обработки подземной формации по п. 13, где поверхность частиц NCC содержит одну или более функциональных групп, выбранных из группы, состоящей из: гидроксила, галогенидов, простых эфиров, альдегидов, кетонов, сложных эфиров, аминов, амидов, сложных эфиров сульфатов и карбоксилатов.

15. Флюид для обработки подземной формации по п. 13, где частицы NCC имеют длину от около 100 до около 1000 нм и аспектное отношение (длина:диаметр) от около 10 до около 100.

16. Флюид для обработки подземной формации по п. 13, где частицы NCC имеют диаметр от около 2 до около 100 нм и аспектное отношение (длина:диаметр) от около 10 до около 100.

17. Флюид для обработки подземной формации по п. 13, где частицы NCC имеют диаметр от около 2 до около 10 нм и аспектное отношение (длина:диаметр) от около 50 до около 75.

18. Флюид для обработки подземной формации по п. 13, где суспензия дополнительно содержит гидравлический цемент, и

растворитель является водой, которая содержится в суспензии в количестве в диапазоне от примерно 35% до примерно 70% по массе гидравлического цемента.

19. Флюид для обработки подземной формации по п. 13, где нанокристаллическая целлюлоза является функционализированной нанокристаллической целлюлозой, процентная функционализация поверхности которой составляет от около 5 до около 90 процентов.

20. Флюид для обработки подземной формации по п. 1, где внешняя окружность частиц NCC была подвергнута химическому модифицированию, выбранному из группы, состоящей из: образования сложных эфиров, образования простых эфиров, оксидирования, силилирования, образования фосфонатов, аминирования, сульфуризации, галогенирования и полимерной прививки.

21. Флюид для обработки подземной формации по п. 1, где степень кристалличности частиц NCC составляет по массе от примерно 88% до примерно 95%.

22. Флюид для обработки подземной формации по п. 1, где

степень кристалличности частиц NCC составляет от примерно 65% до примерно 85%.

23. Флюид для обработки подземной формации по п. 1, где поверхность частиц NCC содержит нековалентное модифицирование поверхности.

24. Флюид для обработки подземной формации по п. 23, где нековалентное модифицирование поверхности выбрано из группы, состоящей из поглощающих поверхностно-активных веществ и полимерных покрытий.

25. Флюид для обработки подземной формации по п. 13, где газ является азотом.

26. Флюид для обработки подземной формации по п. 13, где газ является воздухом. 

27. Способ обработки подземной формации, содержащий:

введение флюида по п. 1 в подземную формацию.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам разработки нефтяных и газовых месторождений горизонтальными скважинами и может быть применено для реализации интервального многостадийного гидравлического разрыва пласта (ГРП).

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

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки трещинами гидроразрыва пласта. Способ включает бурение вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважины обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через вертикальную нагнетательную скважину и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину.

Настоящее изобретение относится к способу разрыва пласта, окружающего скважину, и содержит этапы, на которых: (i) обеспечивают трубу, включающую по меньшей мере два участка, причем каждый участок содержит средства изоляции кольцевого пространства, выборочный путь потока между внутренней областью и внешней областью трубы и средства изоляции сквозного ствола для выборочного закупоривания сквозного ствола трубы; (ii) перемещают трубу в скважину; (iii) изолируют кольцевое пространство между внешней областью трубы и скважиной, чтобы тем самым создавать по меньшей мере две изолированные зоны; (iv) выбирают любую зону для разрыва; (v) удаленно открывают путь потока в участке трубы, соответствующем выбранной зоне так, чтобы обеспечить протекание текучей среды между внутренней областью и внешней областью трубы; (vi) удаленно изолируют сквозной ствол трубы так, чтобы закупорить сквозной ствол закрытием средств изоляции сквозного ствола на участке трубы, соответствующем выбранной зоне так, чтобы предотвратить протекание текучей среды вдоль сквозного ствола; и (vii) разрывают по меньшей мере часть пласта, окружающего скважину.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гидравлического разрыва пласта. Прицеп с манифольдом содержит по меньшей мере одну основную линию, имеющую множество выпускных соединительных патрубков и множество компоновок шарнирно-сочлененных отводов, каждая из которых соединяется с соответствующим выпускным соединительным патрубком.

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки, с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП). Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП) включает бурение вертикальной и горизонтальной скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление нагнетательной и добывающей горизонтальной скважины обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую горизонтальную скважину.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности и надежности способа разработки, увеличение охвата залежи тепловым воздействием, равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи с одновременным снижением затрат.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для определения ориентации трещины, полученной в результате гидроразрыва пласта. Способ определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва включает проведение гидроразрыва пласта - ГРП с образованием трещины разрыва и определение пространственной ориентации трещины гидроразрыва после проведения ГРП.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения. Способ включает бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающей скважины с горизонтальным стволом, выделение продуктивных пластов с различной проницаемостью, разделенных непроницаемыми пропластками, крепление обсадных колонн и их перфорацию, закачку вытесняющей жидкости и отбор продукции скважины.

Изобретение относится к гидравлическому разрыву подземного пласта. Предложен способ гидравлического разрыва подземного пласта, в котором осуществляют ввод в подземный пласт проппантной фазы, содержащей тонкоструктурную однородную пену, содержащую жидкость на водной основе с повышенной вязкостью, имеющую сверхлегкий проппант - СЛП, взвешенный в указанной жидкости, и газообразную среду, составляющую по меньшей мере около 85 об.% комбинации газообразной среды и жидкости на водной основе в тонкоструктурной однородной пене, где диаметр пузырьков в по меньшей мере 70% объема газа тонкоструктурной однородной пены меньше чем или равен 0,18 мм, и проппантную фазу вводят в подземный пласт под давлением, достаточным для образования или расширения трещины.

Изобретение относится к композициям для извлечения нефти. Композиция для извлечения нефти содержит: димерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной структурной формулы I или его региоизомер и/или тримерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной формулы II и диоксид углерода.

Группа изобретений относится к повышению сортности тяжелых углеводородов во время извлечения из пласта. Технический результат – увеличение извлечения углеводородов с одновременным повышением их сортности, снижение воздействия на окружающую среду, уменьшение энергозатрат.

В настоящем изобретении приводится композиция поверхностно-активного вещества для использования в обработке и извлечении жидкого ископаемого топлива из подземной формации.

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

Изобретение относится к добыче нефти из подземной формации. Способ добычи нефти из подземной формации, включающий стадию нагнетания в указанную формацию водной композиции, содержащей от 0,05% до 5 мас.% на основе общего количества водной композиции поверхностно-активного вещества - карбоксилата алкил- или алкенилолигогликозида (простого эфира) согласно приведенной структурной формуле по меньшей мере через один нагнетательный ствол скважины и извлечения сырой нефти из подземной формации по меньшей мере через один добывающий ствол скважины.
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к выносу жидкости из эксплуатационных газоконденсатных скважин. Технический результат изобретения - повышение эффективности выноса водоконденсатной смеси из газоконденсатных скважин в условия низких пластовых давлений и дебитов газовых скважин.

Настоящее изобретение относится к стабилизаторам пены в водных системах при технологических операциях по добыче нефти. Способ увеличения добычи нефти из нефтеносного пласта внутри коллектора, включающий: (a) введение в нефтеносный пласт пенообразующей композиции, содержащей альфа-олефинсульфонат, под давлением, (b) введение в нефтеносный пласт газа под давлением, при этом присутствие пенообразующей композиции оказывает влияние на поток газа внутри нефтеносного пласта, и (c) извлечение нефти через ствол скважины в коллекторе, причем пенообразующая композиция содержит стабилизатор пены, выбранный из алкиламидопропилгидроксисульфобетаина или алкилгидроксисульфобетаина, где алкильная группа представляет собой группу, содержащую от примерно 10 атомов углерода до примерно 24 атомов углерода.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами и для ограничения водопритока в добывающей скважине.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта. Технический результат – повышение однороднсти состава и обеспечение возможности регулирования времени сшивки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение селективности и глубины проникающей кислотной обработки пласта, повышение степени промывки призабойной зоны от продуктов реакции и загрязнителей, сокращение времени вывода скважины в режим.

В настоящем документе описаны цементные композиции и способы применения цементных композиций в подземных пластах. В одном из вариантов реализации изобретения предложен способ цементирования в подземном пласте, включающий: обеспечение цементной композиции, содержащей воду, пуццолан, гашеную известь и цеолитный активатор; и обеспечение возможности схватывания цементной композиции в подземном пласте, причем цеолитный активатор расположен на поверхности пуццолана.

Изобретение относится к флюидам, применяемым при обработке нефтегазоносной формации. Флюид для обработки подземной формации, содержащий водную двухфазную систему, включающую первую водную фазу и вторую водную фазу, где первая фаза содержит нанокристаллическую целлюлозу - NCC, включающую стержнеобразные частицы NCC, имеющие кристаллическую структуру, концентрация частиц NCC в первой фазе выше, чем их концентрация во второй фазе, и флюид способен становиться более вязким, чем либо первая фаза, либо вторая фаза, при переходе водной двухфазной системы в однофазную систему. Способ обработки подземной формации, содержащий введение указанного выше флюида в подземную формацию. Флюид для обработки подземной формации, содержащий растворитель, композицию, содержащую нанокристаллическую целлюлозу, содержащую стержнеобразные частицы NCC, имеющие кристаллическую структуру, и газ, причем флюид является вспененной цементной суспензией, включающей газ в количестве примерно от 10 до 80 по объему суспензии. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат – повышение эффективности обработки. 3 н. и 24 з.п. ф-лы, 6 ил., 7 табл.

Наверх