Усилители действия для разжижителей, содержащих соединения железа

Настоящее изобретение относится к усилителям действия разжижителей, содержащих соединения железа, и способам их применения при гидроразрыве подземного пласта. Способ гидроразрыва подземного пласта - ГРПП, через который проходит ствол скважины, включающий стадию введения в ствол скважины жидкости для обработки скважины под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, где жидкость для обработки скважины содержит воду, по меньшей мере, один акриламидсодержащий полимер - ААСП, одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из группы, состоящей из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты - ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты - ДТПА, гуминовых кислот и лигносульфатов. Способ гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии: (i) введения в ствол скважины первой жидкости для обработки скважины, содержащей, по меньшей мере, один ААСП, под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, и (ii) введения в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из указанной выше группы. Способ гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии: (i) введения в ствол скважины первой жидкости для обработки скважины, содержащей, по меньшей мере, один ААСП, под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, (ii) введения в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одну или более соль двухвалентного железа, и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и (iii) введение в ствол скважины третьей жидкости для обработки, содержащей одно или более соединений-усилителей, выбранных из указанной выше группы. Жидкость для обработки скважины, содержащая воду, по меньшей мере, один ААСП, одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из указанной выше группы. Способ снижения вязкости жидкости для обработки скважины, включающий добавление одной или более соли двухвалентного железа и одного или более соединений – усилителей в указанную жидкость, где жидкость содержит воду, по меньшей мере, один ААСП, количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из указанной выше группы. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности удаления используемого при обработке полимера после ее завершения. 5 н. и 8 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

 

Область техники

Настоящее изобретение относится к усилителям действия для разжижителей, содержащих соединения железа, и к способам их применения для гидроразрыва.

Предшествующий уровень техники

Жидкости имеют измеряемое свойство, известное как вязкость, термин, который можно в общих чертах определить как внутреннее трение или молекулярное взаимодействие конкретного материала, которое проявляется в сопротивлении потоку. Ее измеряют в жидкостях с помощью стандартных тестовых процедур, и, как правило, выражают в пуазах или сантипуазах (сП) при заданной температуре, хотя в нефтяной технологии иногда ее выражают в секундах, требуемых для прохождения заданного объема через заданное отверстие при определенной температуре. Вязкость жидкости является показателем ряда моделей поведения жидкости при заданной температуре, включая характеристики перекачивания насосом, скорость потока, увлажняющие свойства и тенденцию или способность суспендировать нерастворимый материал в виде частиц.

Есть целый ряд промышленных операций, где желательно использовать вязкие водные растворы. Например, вязкие водные растворы используют для гидроразрыва подземных пластов, через которые проходит ствол скважины, для увеличения добычи нефтяных флюидов, а именно сырой нефти и природного газа. Вязкие водные растворы также используют во вторичной добыче нефти из нефтеносных подземных пластов с помощью процессов под действием жидкости.

Обычной практикой является обработка подземных пластов для увеличения проницаемости или проводимости таких пластов с помощью способов, которые, как правило, называются способами гидроразрыва. Например, обычной практикой является гидравлический разрыв скважины для образования одной или более трещин или "разломов" в окружающем пласте путем механического разрыва пласта. Гидроразрыв можно осуществлять в скважинах, которые закончены в подземных пластах, практически для любых целей. Обычными кандидатами для гидроразрыва или для других процедур стимуляции являются добывающие скважины, законченные в нефте- и/или газосодержащих пластах. Однако скважины для поглощения сточных вод и нагнетательные скважины, используемые в операциях вторичной или третичной добычи, например, для закачки воды или газа, также можно подвергать гидроразрыву для облегчения закачки жидкостей в такие подземные пласты.

Гидроразрыв пласта достигается путем введения в скважину жидкости для обработки скважины и приложения достаточного давления на жидкость для обработки скважины, чтобы вызвать разрыв пласта с сопутствующим образованием одной или более трещин. Как правило, в трещины вводят гель, эмульсию или пену, которые содержат суспендированный в них проппант, такой как песок или другой материал в виде частиц. Проппант осаждается в трещинах и действует, удерживая трещины открытыми после сбрасывания давления, а жидкость для обработки скважины течет обратно к поверхности. Жидкость для обработки скважины должна иметь достаточно высокую вязкость для удержания проппанта в суспензии или по меньшей мере для уменьшения тенденции проппанта оседать, пока она течет по образованной трещине. Загустители, такие как полисахарид или полиакриламид, часто используют для гелеобразования жидкости для обработки скважины для обеспечения высокой вязкости, необходимой для удержания проппанта в виде суспензии.

После закачивания жидкости для обработки скважин с высокой вязкостью в пласт и осуществления гидроразрыва пласта желательно удалить жидкость из пласта для добычи углеводородов через новые трещины. Как правило, удаление высоковязкой жидкости для обработки скважины осуществляют путем "разжижения" геля, т.е. превращения жидкости для обработки скважины в жидкость с низкой вязкостью. Разжижение гелеобразной жидкости для обработки скважины обычно достигали путем добавления "разжижителя", то есть снижающего вязкость агента в жидкость для обработки скважины до ее закачивания в подземный пласт.

При применении на нефтяных месторождениях в жидкости для обработки скважины часто добавляют акриламидсодержащие полимеры для уменьшения трения или для модификации реологических свойств жидкости. Такие полимеры могут сохраняться в жидкости или в пласте в течение длительного периода времени. Остаток полимера может снижать до некоторой степени проницаемость породы, препятствовать извлечению воды, используемой в жидкости для обработки скважины, или препятствовать доступу азота, который может поддерживать рост бактерий в скважине. Для того, чтобы облегчить удаление этих полимеров после выполнения задачи, можно использовать обработку с применением разжижителей на основе окислителей, например персульфатных солей. Разжижители можно использовать таким образом, чтобы образовывались более мелкие полимерные фрагменты с более доброкачественным экологическим профилем.

Сущность изобретения

Объектом изобретения является способ гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадию введения в ствол скважины жидкости для обработки скважины под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, где жидкость для обработки скважины содержит воду, по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер, одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей. Также предложен способ гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий следующие стадии: (i) введение в ствол скважины первой жидкости для обработки скважины, содержащей по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер, под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта; и (ii) введение в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей. Кроме того, предложен способ гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий следующие стадии: (i) введение в ствол скважины первой жидкости для обработки скважины, содержащей по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер, под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта; (ii) введение в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одно или более железосодержащих соединений; и (iii) введение в ствол скважины третьей жидкости для обработки скважины, содержащей одно или более соединений-усилителей.

Также раскрыта жидкость для обработки скважины, содержащая воду, одно или более железосодержащих соединений, одно или более соединений-усилителей, а также по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер.

Также предложены способы снижения вязкости жидкости для обработки скважины, причем каждый способ включает добавление одного или более железосодержащих соединений и одного или более соединений-усилителей в жидкость для обработки скважины, где жидкость для обработки скважины содержит воду и по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер.

Краткое описание графических материалов

На фиг. 1 представлен график вязкости (сП) после разжижения с использованием иллюстративных железосодержащих соединений или коммерчески доступных разжижителей по-отдельности или в сочетании с иллюстративными соединениями-усилителями.

Подробное описание изобретения

В данном документе раскрыты жидкости для обработки скважины и способы их применения, в которых используют одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей. Иллюстративные комбинации одного или более железосодержащих соединений и одного или более соединений-усилителей могут быть использованы для уменьшения вязкости используемой жидкости для обработки скважины, например, в способах гидроразрыва подземных пластов. Иллюстративные комбинации могут быть использованы в водных жидкостях, включая жидкости для обработки скважины, для снижения молекулярной массы полимера на основе акриламида, содержащегося в этой жидкости. Иллюстративные комбинации и способы могут быть использованы преимущественно для облегчения расщепления полимеров на основе акриламида на более мелкие фрагменты. Эти способы могут быть легко включены в существующие системы обработки и могут обеспечить экономические и экологические выгоды.

Разжижители и композиции разжижителей

Используемый в данном описании термин "разжижитель" означает любое соединение или смесь соединений, которые снижают вязкость жидкости для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения разжижитель представляет собой одно или более железосодержащих соединений, например, соединение двухвалентного железа, соль двухвалентного железа, соединение трехвалентного железа, соль трехвалентного железа и их смеси. В иллюстративных вариантах осуществления соль двухвалентного железа представляет собой, например, соль двухвалентного железа, имеющую органический анион, соль двухвалентного железа, имеющую неорганические анионы, или их смесь. В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель или соль двухвалентного железа представляет собой хлорид двухвалентного железа, бромид двухвалентного железа, фторид двухвалентного железа, сульфат двухвалентного железа, сульфат аммония и двухвалентного железа, и их комбинации. В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель в виде соли двухвалентного железа содержит сульфат двухвалентного железа.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения соль трехвалентного железа представляет собой, например, соль трехвалентного железа, имеющую органический анион, соль трехвалентного железа, имеющую неорганические анионы, или их смесь. В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель или соль трехвалентного железа представляет собой цитрат трехвалентного железа, хлорид трехвалентного железа, бромид трехвалентного железа, фторид трехвалентного железа, сульфат трехвалентного железа, а также их комбинации. В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель в виде соли трехвалентного железа содержит цитрат трехвалентного железа.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения разжижитель можно использовать или объединять с другими разжижителями, например, с сульфатом аммония, персульфатом аммония, ферментами, соединениями меди, этиленгликолем, гликолевыми эфирами и их комбинациями. В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель включает цитрат двухвалентного железа в сочетании с персульфатом аммония. В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель включает сульфат двухвалентного железа в сочетании с персульфатом аммония.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения разжижитель может быть использован для облегчения разложения акриламидсодержащего полимера или гелевой композиции. В иллюстративных вариантах осуществления разжижитель может быть использован для уменьшения вязкости акриламидсодержащего полимера или гелевой композиции. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения разжижитель может быть использован для облегчения разложения гелевой композиции или акриламидсодержащего полимера на олигомерные фрагменты.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения композиция разжижителя может состоять по существу из одного или более железосодержащих соединений или может содержать одно или более железосодержащих соединений, растворителей, разбавителей, других разжижителей и/или других подходящих добавок.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения композиция разжижителя может содержать или ее можно использовать в сочетании с одним или более соединений или агентов, которые могут усиливать или повышать эффективность композиции разжижителя, например, с соединениями-усилителями. Иллюстративные соединения-усилители могут быть использованы для повышения скорости разрушения по сравнению со скоростью разрушения соединения или композиции разжижителя в отсутствие соединений-усилителей. Например, соединения-усилители включают в себя, но не ограничиваются этим, мочевину, этилендиаминтетрауксусную кислоту (ЭДТА), соли ЭДТА, например натриевые соли ЭДТА, или другие хелатирующие агенты, такие как лимонная кислота, аминотрикарбоновая кислота и ее соли, полифосфонатные и полифосфатные соединения, борная кислота и ее соли, карбонатные соли щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусная кислота (ДТПА), гуминовые кислоты и лигносульфаты. Полифосфонаты включают, например, этилендиаминтетра(метиленфосфоновую кислоту); 1-гидроксиэтилиден-1, 1-дифосфоновую кислоту и аминотри(метиленфосфоновую кислоту) и их соли. Примеры полифосфатов включают аддукты, полученные путем реакции многоатомных растворителей, таких как глицерин и этиленгликоль, с P2O5 с образованием смесей полифосфатов. В конкретном варианте осуществления соединение-усилитель представляет собой мочевину, ЭДТА или соль ЭДТА. В другом конкретном варианте осуществления соединение-усилитель представляет собой натриевую соль ЭДТА.

Акриламидсодержащие полимеры

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения разжижитель может быть использован для облегчения разложения акриламидсодержащей полимерной или гелевой композиции, например, для разложения акриламидсодержащего полимера на олигомерные фрагменты.

Используемые в данном описании термины "полимер", "полимеры", "полимерные" и аналогичные термины используются в их обычном смысле, как понятно специалисту в данной области техники, и, таким образом, могут быть использованы здесь для обозначения или описания большой молекулы (или группы таких молекул), которая содержит повторяющиеся звенья. Полимеры могут быть получены различными способами, включая полимеризацию мономеров и/или путем химической модификации одного или более повторяющихся звеньев в полимере-предшественнике. Полимер может быть "гомополимером", содержащим по существу одинаковые повторяющиеся звенья, полученным, например, полимеризацией конкретного мономера. Полимер может быть также "сополимером", состоящим из двух или более различных повторяющихся звеньев, полученным, например, сополимеризацией двух или более различных мономеров, и/или путем химической модификации одного или более повторяющихся звеньев полимера-предшественника. Термин "терполимер" может быть использован для обозначения полимеров, содержащих три или более различных повторяющихся звеньев. Полимер может также быть линейным, разветвленным или сшитым.

Используемый в данном описании термин "акриламидсодержащий полимер" включает в себя гомополимеры, сополимеры и терполимеры акриламида; полиакриламид; производные полиакриламида; частично гидролизованный полиакриламид; производные частично гидролизованного полиакриламида; гомополимеры, сополимеры и терполимеры метакриламида; полимеры диацетонакриламида; полимеры N-метилолакриламида; полимеры акриламида, уменьшающие трение; и их комбинации. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения акриламидсодержащий полимер может содержать любые подходящие мономеры, например, винилацетат, N-винилформамид, N-винилацетамид, N-винилкапролактам, N-винилимидазол, N-винилпиридин, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту (AMPS), N- винилпирролидон, хлорид акриламидопропилтримония или их комбинации.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения акриламидсодержащий полимер представляет собой сополимер. В иллюстративных вариантах осуществления сополимер содержит от приблизительно 1 до приблизительно 99, от приблизительно 5 до приблизительно 95, от приблизительно 10 до приблизительно 90, от приблизительно 20 до приблизительно 80, от приблизительно 30 до приблизительно 70, от приблизительно 40 до приблизительно 60 массовых процентов акриламида, метакриламида или производных акриламида.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения акриламидсодержащий полимер представляет собой «понизитель трения» или «полимер, уменьшающий трение». Используемый в данном описании термин «понизитель трения» или «полимер, уменьшающий трение» означает соединение или композицию соединений, которая уменьшает трение между жидкостью для обработки скважины и трубой, и/или позволяет насосам перекачивать на более высокой скорости без повышения давления на поверхности. В иллюстративных вариантах осуществления понизитель трения содержит акриламидсодержащий полимер, например, полиакриламид, производные полиакриламида, а также их комбинации.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения понизитель трения дополнительно содержит другие подходящие полимеры, выбранные из группы, состоящей из полиакриловых кислот, солей полиакриловых кислот, акрилатных сополимеров, содержащих акриламид, акрилонитрил, и их комбинаций. Другие подходящие полимеры будут очевидны специалистам в данной области техники и должны рассматриваться в пределах объема настоящего изобретения.

В иллюстративных вариантах осуществления акриламидсодержащий полимер является загустителем. Используемый в данном описании термин "загуститель" относится к соединению или композиции соединений, которая повышает вязкость жидкости для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения загуститель содержит загущающий полимер, такой как гидратируемый полимер, такой как, например, один или более полимеров, способных к образованию линейных или сшитых гелей.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер находится в виде полимерной композиции или гелевой композиции. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер может быть сшитым или может находиться в присутствии сшивающих агентов в полимерной композиции или в гелевой композиции.

Жидкости для обработки скважин

Используемые в настоящем описании термины "жидкость для обработки скважины", "жидкость под давлением» или «жидкость гидроразрыва» относятся к жидкой композиции, которая полезна в нефтепромысловых применениях, включая, например, гидроразрыв низкого объема, гидроразрыв большого объема, гидроразрыв со «скользкой водой» («slickwater») (жидкость гидроразрыва с пониженным трением) и стимуляцию скважины; для нефтяных, газовых или геотермальных скважин, а также для связанной с ними очистки. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки скважины также может представлять собой водную жидкость, гель, пену или жидкость на основе «скользкой воды». В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки скважины также имеет достаточную вязкость для облегчения гидроразрыва пласта.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки скважины включает в себя одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения одно или более соединений-усилителей выбирают из группы, состоящей из мочевины; ЭДТА; солей EDTA; лимонной кислоты; аминотрикарбоновой кислоты и ее солей; полифосфонатных и полифосфатных соединений; борной кислоты и ее солей; карбонатов щелочных металлов, диэтилентриаминопентауксусной кислоты (ДТПА), гуминовых кислот и лигносульфатов. В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины дополнительно содержит воду и по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки скважины используют при гидроразрыве перед, с или после других жидкостей для обработки скважины. Другие жидкости для обработки скважин включают, например, жидкость для обработки скважины, которая содержит воду и по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер. В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины может дополнительно включать другие загустители, другие понизители трения, проплаты, кислоты, хлорид натрия, эмульгаторы, карбонаты натрия и калия, биоциды, соединения против образования отложений, антикоррозионные соединения или другие подходящие добавки.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки скважины содержит воду, где вода выбрана из пресной воды, соленой воды, пены на водной основе, водно-спиртовых смесей, а также их комбинаций.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер используют в количестве от приблизительно 0,001% до приблизительно 5%, от 0,001% до приблизительно 1%, от 0,001% до приблизительно 0,5%, от приблизительно 0,001% до приблизительно 0,4% или от приблизительно 0,001% до приблизительно 0,2% от объема жидкости для обработки скважины.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения количество одного или более железосодержащих соединений в жидкости для обработки скважины составляет от приблизительно 0,001% до приблизительно 0,2, от 0,001% до приблизительно 0,1%, от приблизительно 0,001% до приблизительно 0,05% или от приблизительно 0,075% до приблизительно 0,02% от объема жидкости для обработки скважины.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения количество одного или более соединений-усилителей в жидкости для обработки скважины составляет от приблизительно 0,001% до приблизительно 0,2%, от 0,001% до приблизительно 0,1% или от приблизительно 0,001% до приблизительно 0,05% от объема жидкости для обработки скважины.

В иллюстративных вариантах осуществления одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей присутствуют в жидкости для обработки скважины в по существу эквивалентных молярных количествах.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения акриламидсодержащий полимер находится в форме сухого порошка или находится (суспендирован) в жидкости, такой как нефтяной дистиллят или минеральное масло. В иллюстративных вариантах осуществления акриламидсодержащий полимер может быть добавлен на стадии без использования разжижителя или на стадии с использованием разжижителя. В иллюстративных вариантах осуществления, когда его используют на стадии с разжижителем, разжижитель демонстрирует некоторое сродство к понизителю трения. В иллюстративных вариантах осуществления акриламидсодержащий полимер может быть добавлен на стадии без использования загустителя или на стадии с использованием загустителя.

В дополнение к понизителям трения, загустителям, разжижителям и проппантам в жидкость для обработки скважины можно добавлять несколько других добавок, используемых в нефтяной промышленности и известных в данной области. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки скважины может дополнительно содержать кислоты, соляную кислоту, уксусную кислоту, хлорид натрия, этиленгликоль, соединения против образования отложений, карбонат натрия, карбонат калия, биоциды, сшивающие агенты, ингибиторы коррозии, лимонную кислоту, неэмульгаторы, эмульгаторы, агенты контроля железа, замедляющие добавки, агенты, суспендирующие осадки, добавки от обратного выноса, изопропанол, метанол и их комбинации.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки скважины содержит один или более загустителей. В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины содержит один или более загустителей, представляющих собой акриламидсодержащий полимер. В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины содержит один или более загустителей, представляющих собой гидратируемый полимер, например галактоманнановые камеди, гуары, дериватизированные гуары, целлюлозу и производные целлюлозы, крахмал, производные крахмала, ксантан, дериватизированный ксантан и их смеси. В иллюстративных вариантах осуществления загуститель содержит гидратируемый полимер, выбранный из группы, состоящей из гуаровой камеди, производного гуаровой камеди, смолы рожкового дерева, велановой камеди, камеди карайи, ксантановой камеди, склероглюкана, диутана, целлюлозы, производных целлюлозы и их комбинаций. В иллюстративных вариантах осуществления загуститель содержит гидратируемый полимер, выбранный из группы, состоящей из гидроксипропилгуара (HPG), карбоксиметилгидроксипропилгуара (CMHPG), гидроксиэтилцеллюлозы (НЕС), карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозы (СМНЕС), карбоксиметилцеллюлозы (CMC), диалкилкарбоксиметилцеллюлозы и их комбинаций. В иллюстративных вариантах осуществления загуститель выбран из группы, состоящей из фосфоманнанов, склероглюканов, декстранов и их комбинаций.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения жидкость для обработки скважины содержит сшивающий агент. В иллюстративных вариантах осуществления может быть использован любой сшивающий агент, пригодный для сшивания гидратируемого полимера. В иллюстративных вариантах осуществления подходящими сшивающими агентами могут быть любые обычно используемые сшивающие агенты, которые известны специалистам в данной области техники. В иллюстративных вариантах осуществления подходящие сшивающие агенты включают боратные сшивающие агенты. В иллюстративных вариантах осуществления подходящие сшивающие агенты включают ионы металлов, такие как соединения, содержащие алюминий, сурьму, цирконий и титан, включая органотитанаты.

В иллюстративных вариантах осуществления загуститель представляет собой гуар или производные гуара. В иллюстративных вариантах осуществления подходящие сшивающие агенты для полимеров на основе гуара включают материалы, являющиеся донорами боратного иона. В иллюстративных вариантах осуществления сшивающие агенты на основе бората включают, но не ограничиваются ими, органобораты, монобораты, полибораты, минеральные бораты и их комбинации.

В иллюстративных вариантах осуществления загуститель может быть в виде сухого порошка, находящегося (суспендированного) в жидкости или растворенного в жидкости. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения загуститель можно добавлять на стадии без использования разжижителя или на стадии с использованием разжижителя. В иллюстративных вариантах осуществления, когда его используют на стадии с разжижителем, разжижитель демонстрирует некоторое сродство к загустителю. В иллюстративных вариантах осуществления загуститель может быть добавлен на стадии без использования проппанта или на стадии с использованием проппанта. В иллюстративных вариантах осуществления загуститель можно добавлять на стадии без использования понизителя трения или на стадии с использованием понизителя трения. Способы

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения предложены способы гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающие стадию введения в ствол скважины жидкости для обработки скважины под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, где жидкость для обработки скважины содержит воду, по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер, разжижитель, содержащий одно или более железосодержащих соединений, и одно или более соединений-усилителей. В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины является жидкостью для гидроразрыва пласта.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения предложены способы гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающие стадии: (i) введения в ствол скважины первой жидкости для обработки скважины, содержащей по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер, под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта; и (ii) введения в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения первую жидкость для обработки скважины вводят в ствол скважины перед второй жидкостью для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления первую жидкость для обработки скважины вводят в ствол скважины, по существу, одновременно со второй жидкостью для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления первую жидкость для обработки скважины вводят в ствол скважины после второй жидкости для обработки скважины.

В иллюстративных вариантах осуществления предложены способы гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающие стадии: (i) введения в ствол скважины первой жидкости для обработки скважины, содержащей по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер, под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта; (ii) введения в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одно или более железосодержащих соединений; и (iii) введения в ствол скважины третьей жидкости для обработки скважины, содержащей одно или более соединений-усилителей. В иллюстративных вариантах осуществления первую жидкость для обработки скважины вводят в ствол скважины перед второй или третьей жидкостью для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления первую жидкость для обработки скважины вводят в ствол скважины, по существу, одновременно со второй и третьей жидкостями для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления первую жидкость для обработки скважины вводят в ствол скважины после второй и третьей жидкостей для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления вторую жидкость для обработки скважины вводят в ствол скважины, по существу, одновременно с третьей жидкостью для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления первую жидкость для обработки скважины, содержащую по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер, вводят в ствол скважины перед введением в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одно или более железосодержащих соединений. В иллюстративных вариантах осуществления вторую жидкость для обработки скважины, содержащую одно или более железосодержащих соединений, вводят в ствол скважины перед введением в ствол скважины третьей жидкости для обработки скважины, содержащей одно или более соединений-усилителей. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения введение композиции или жидкости для обработки скважины, как описано в настоящем документе, осуществляют сразу после введения другой композиции или жидкости для обработки скважины, например, без задержки. В иллюстративных вариантах осуществления введение композиции или жидкости для обработки скважины, как описано в настоящем документе, осуществляют после введения другой композиции или жидкости для обработки скважины через приблизительно 5 минут, приблизительно 4 минуты, приблизительно 3 минуты, приблизительно 2 минуты или через приблизительно 1 минуту.

В иллюстративных вариантах осуществления первая жидкость для обработки скважины дополнительно содержит проппант. В иллюстративных вариантах осуществления вторая жидкость для обработки скважины дополнительно содержит проппант. В иллюстративных вариантах осуществления третья жидкость для обработки скважины дополнительно содержит проппант.

В иллюстративных вариантах осуществления по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер вводят в ствол скважины перед введением одного или более железосодержащих соединений и одного или более соединений-усилителей для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения предложены способы снижения вязкости жидкости для обработки скважины, включающие добавление одного или более железосодержащих соединений и одного или более соединений-усилителей в жидкость для обработки скважины, где жидкость для обработки скважины содержит воду и по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения предложены способы усиления биоразложения жидкости для обработки скважины, включающие добавление одного или более железосодержащих соединений и одного или более соединений-усилителей в жидкость для обработки скважины, где жидкость для обработки скважины содержит воду и по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей снижает вязкость жидкости для обработки скважины в течение определенного периода времени. В иллюстративных вариантах осуществления одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей снижает молекулярную массу по меньшей мере одного акриламидсодержащего полимера. В иллюстративных вариантах осуществления одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей генерирует фрагменты по меньшей мере одного акриламидсодержащего полимера, например, биоразлагаемые или олигомерные фрагменты. В иллюстративных вариантах осуществления добавление одного или более железосодержащих соединений и одного или более соединений-усилителей приводит к уменьшению вязкости жидкости для обработки скважины.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения одно или более железосодержащих соединений могут быть в виде сухого порошка, могут находиться (могут быть суспендированы) в жидкости или могут быть растворены в жидкости. В иллюстративных вариантах осуществления одно или более соединений-усилителей могут быть в виде сухого порошка, могут находиться (могут быть суспендированы) в жидкости или могут быть растворены в жидкости.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения способ дополнительно включает введение одного или более дополнительных разжижителей, например, сульфата аммония, персульфата аммония, ферментов, соединений меди, этиленгликоля, гликолевых эфиров и их комбинаций.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения одно или более железосодержащих соединений можно добавлять на стадии без использования загустителя или на стадии с использованием загустителя. В иллюстративных вариантах осуществления, когда используют на стадии вместе с загустителем, одно или более железосодержащих соединений проявляет некоторое сродство к загустителю. В иллюстративных вариантах осуществления одно или более железосодержащих соединений можно добавлять на стадии без использования проппанта или на стадии с использованием проппанта. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения одно или более железосодержащих соединений можно добавлять на стадии без использования понизителя трения или на стадии с использованием понизителя трения. В иллюстративных вариантах осуществления, когда используют на стадии вместе с понизителем трения, одно или более железосодержащих соединений проявляет некоторое сродство к понизителю трения.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения одно или более соединений-усилителей можно добавлять на стадии без использования загустителя или на стадии с использованием загустителя. В иллюстративных вариантах осуществления, когда их используют на стадии с загустителем, одно или более соединений-усилителей проявляет некоторое сродство к загустителю. В иллюстративных вариантах осуществления одно или более соединений-усилителей можно добавлять на стадии без использования проппанта или на стадии с использованием проппанта. В иллюстративных вариантах осуществления одно или более соединений-усилителей можно добавлять на стадии без использования понизителя трения или на стадии с использованием понизителя трения. В иллюстративных вариантах осуществления, когда их используют на стадии с понизителем трения, одно или более соединений-усилителей проявляет некоторое сродство к понизителю трения.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей генерируют олигомерные фрагменты акриламидсодержащего полимера. В иллюстративных вариантах осуществления олигомерные фрагменты акриламидсодержащего полимера, генерируемые одним или более железосодержащих соединений и одним или более соединений-усилителей, являются биоразлагаемыми. В иллюстративных вариантах осуществления одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей генерируют олигомерные фрагменты акриламидсодержащего полимера, имеющие молекулярную массу менее чем приблизительно 400000, 300000 или 200000 г/моль.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения вязкость жидкости для обработки скважины с одним или более железосодержащих соединений и одним или более соединений-усилителей меньше, чем вязкость жидкости для обработки скважины без одного или более железосодержащих соединений и одного или более соединений-усилителей.

В иллюстративных вариантах осуществлении изобретения снижение вязкости жидкости для обработки скважины позволяет упростить извлечение жидкости для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления вязкость жидкости для обработки скважины с одним или более железосодержащих соединений и одним или более соединений-усилителей меньше, чем вязкость жидкости для обработки скважины с одним или более железосодержащих соединений, но без одного или более соединений-усилителей.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей снижают вязкость жидкости для обработки скважины быстрее, чем обычные разжижители. В иллюстративных вариантах осуществления одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей снижают вязкость жидкости для обработки скважины быстрее, чем персульфат аммония. В иллюстративных вариантах осуществления одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей, действуя на жидкость для обработки скважины, повышают проводимость трещины внутри пласта.

В иллюстративных вариантах осуществления одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей снижают вязкость жидкости для обработки скважины до менее чем приблизительно 10 сП при скорости сдвига 10 с-1, приблизительно 5 сП при скорости сдвига 10 с-1, приблизительно 2 сП при скорости сдвига 10 с-1, приблизительно 20 сП при скорости сдвига 100 с-1, приблизительно 10 сП при скорости сдвига 10 с-1 или приблизительно 3 сП при скорости сдвига 10 с-1.

Для специалистов в данной области техники будут очевидны соответствующие корректировки в соотношениях компонентов, которые будут влиять на условия, в которых вязкость жидкости для обработки скважины уменьшается или в которых акриламидсодержащий полимер разрушается.

В иллюстративных вариантах осуществления одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей инициируют разрушение при температуре окружающей среды. В иллюстративных вариантах осуществления одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей инициируют разрушение при нагревании.

В иллюстративных вариантах осуществления изобретения обращаться с жидкостью для обработки скважины или ее обрабатывать можно каким-либо образом, как это необходимо или желательно. В иллюстративных вариантах осуществления с жидкостью для обработки скважины следует обращаться в соответствии с государственными нормативами. В иллюстративных вариантах осуществления жидкость для обработки скважины можно утилизировать, обрабатывать для восстановления окружающей среды или перерабатывать. В иллюстративных вариантах осуществления одно или более железосодержащих соединений и одно или более соединений-усилителей можно использовать при утилизации, восстановлении окружающей среды или переработке жидкости для обработки скважины. В иллюстративных вариантах осуществления переработанную жидкость для обработки скважины можно использовать в любом месте, где используется жидкость для обработки скважин.

ПРИМЕРЫ

Пример 1. Влияние комбинации иллюстративных соединений-усилителей и железосодержащих соединений, и коммерчески доступных разжижителей на вязкость растворов полиакриламида

В этом примере исследовали снижение вязкости жидкости для обработки скважины путем обработки иллюстративными железосодержащими соединениями-разжижителями (сульфат железа, коммерчески доступный от фирмы Fisher Scientific) или коммерчески доступными (сравнительными) разжижителями (персульфат аммония (APS), коммерчески доступный от Fisher Scientific) в присутствии или в отсутствие иллюстративных соединений-усилителей (мочевина, ЭДТА, тетранатриевая соль ЭДТА, все коммерчески доступны от фирмы Fisher Scientific).

Готовили несколько образцов полимера с использованием раствора 0,4 масс. % частично гидролизованного полиакриламида (на основании активного вещества, доступный от Kemira Oyj). Образцы готовили путем смешивания разжижителя и соединений-усилителей (как указано) (либо в виде 1%-ного раствора в воде, либо в виде порошка) с раствором частично гидролизованного полиакриламида. К образцам добавляли железосодержащие разжижители или сравнительные разжижители для получения концентрации разжижителя 0,01 масс. % в композиции образца. При включении в композиции, соединения-усилители добавляли для получения концентрации соединения-усилителя 0,01 масс. % в композиции образца. Готовили один контрольный образец (обозначенный как "линейный полимер"), который был получен без разжижителя или соединений-усилителей.

Каждый образец нагревали при 150°F (~65,6°С) в течение приблизительно 1 часа. Затем образцы охлаждали до комнатной температуры перед проведением анализа. Вязкость каждого образца определяли при 12 оборотах в минуту при 72°F (~22,2°С) в вискозиметре Брукфилда. Полученная вязкость образцов графически проиллюстрирована на фиг. 1.

В предшествующем описании были описаны различные иллюстративные варианты осуществления изобретения. Однако очевидно, что в нем могут быть сделаны различные модификации и изменения, а также могут быть реализованы дополнительные варианты осуществления изобретения без отхода от более широкого объема иллюстративных вариантов осуществления, как указано в формуле изобретения, которая следует ниже. Описание и графические материалы, соответственно, следует рассматривать в иллюстративном, а не ограничительном смысле.

1. Способ гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадию введения в ствол скважины жидкости для обработки скважины под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, где жидкость для обработки скважины содержит воду, по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер, одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей;

где количество одной или более соли двухвалентного железа составляет от приблизительно 0,001% до приблизительно 0,05% от объема жидкости для обработки скважины; и

где одно или более соединений-усилителей выбраны из группы, состоящей из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА), солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты (ДТПА), гуминовых кислот и лигносульфатов.

2. Способ гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии: (i) введения в ствол скважины первой жидкости для обработки скважины, содержащей по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер, под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта; и (ii) введения в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей;

где количество одной или более соли двухвалентного железа составляет от приблизительно 0,001% до приблизительно 0,05% от объема жидкости для обработки скважины; и

где одно или более соединений-усилителей выбраны из группы, состоящей из мочевины, ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты (ДТПА), гуминовых кислот и лигносульфатов.

3. Способ гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии: (i) введения в ствол скважины первой жидкости для обработки скважины, содержащей по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер, под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта; (ii) введения в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одну или более соль двухвалентного железа; и (iii) введения в ствол скважины третьей жидкости для обработки скважины, содержащей одно или более соединений-усилителей;

где количество одной или более соли двухвалентного железа составляет от приблизительно 0,001% до приблизительно 0,05% от объема жидкости для обработки скважины; и

где одно или более соединений-усилителей выбраны из группы, состоящей из мочевины, ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты (ДТПА), гуминовых кислот и лигносульфатов.

4. Способ по п. 2 или 3, где первая жидкость для обработки скважины дополнительно содержит проппант.

5. Способ по п. 2 или 3, где вторая жидкость для обработки скважины дополнительно содержит проппант.

6. Способ по п. 3, где третья жидкость для обработки скважины дополнительно содержит проппант.

7. Способ по п. 1, 2 или 3, где одна или более соль двухвалентного железа выбрана из группы, состоящей из хлорида двухвалентного железа, бромида двухвалентного железа, фторида двухвалентного железа, сульфата двухвалентного железа, сульфата аммония и двухвалентного железа, и их комбинаций.

8. Способ по п. 1, 2 или 3, где одна или более соль двухвалентного железа содержит хлорид двухвалентного железа.

9. Способ по п. 1, 2 или 3, где одна или более соль двухвалентного железа содержит сульфат двухвалентного железа.

10. Способ по п. 1, 2 или 3, где одно или более соединений-усилителей выбраны из группы, состоящей из мочевины, ЭДТА и солей ЭДТА.

11. Способ по п. 1, 2 или 3, где по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер выбран из группы, состоящей из: гомополимеров, сополимеров и терполимеров акриламида; полиакриламида; производных полиакриламида; гомополимеров, сополимеров и терполимеров метакриламида; полимеров диацетонакриламида; полимеров N-метилолакриламида; и их комбинаций.

12. Жидкость для обработки скважины, содержащая воду, одну или более соль двухвалентного железа, одно или более соединений-усилителей и по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер;

где количество одной или более соли двухвалентного железа составляет от приблизительно 0,001% до приблизительно 0,05% от объема жидкости для обработки скважины; и

где одно или более соединений-усилителей выбраны из группы, состоящей из мочевины, ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты (ДТПА), гуминовых кислот и лигносульфатов.

13. Способ снижения вязкости жидкости для обработки скважины, включающий добавление одной или более соли двухвалентного железа и одного или более соединений-усилителей в жидкость для обработки скважины, где жидкость для обработки скважины содержит воду и по меньшей мере один акриламидсодержащий полимер;

где количество одной или более соли двухвалентного железа составляет от приблизительно 0,001% до приблизительно 0,05% от объема жидкости для обработки скважины; и

где одно или более соединений-усилителей выбраны из группы, состоящей из мочевины, ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты (ДТПА), гуминовых кислот и лигносульфатов.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к внутрискважинной системе интенсификации, содержащей скважинную трубчатую конструкцию, расположенную в стволе скважины в пласте и имеющую внутреннюю часть и внутренний диаметр, первый затрубный барьер и второй затрубный барьер для изоляции продуктивной зоны, причем первый затрубный барьер расположен наиболее близко к устью скважины, при этом каждый затрубный барьер содержит трубчатую металлическую часть для установки в качестве части скважинной трубчатой конструкции, при этом трубчатая металлическая часть имеет наружную поверхность; разжимную муфту, окружающую трубчатую металлическую часть и имеющую внутреннюю поверхность, обращенную к трубчатой металлической части, а также наружную поверхность, обращенную к стенке ствола скважины, причем каждый конец разжимной муфты соединен с трубчатой металлической частью; затрубное пространство между внутренней поверхностью разжимной муфты и трубчатой металлической частью; прорезь, выполненную в трубчатой металлической части с возможностью впускать текучую среду в упомянутое пространство и имеющую заданный размер прорези, скользящую муфту, имеющую по меньшей мере один профиль и расположенную между двумя затрубными барьерами, а также имеющую закрытое положение и открытое положение, в котором отверстие в скважинной трубчатой конструкции обеспечивает сообщение по текучей среде между внутренней частью скважинной трубчатой конструкции и продуктивной зоной, при этом профиль скользящей муфты расположен на первом расстоянии от прорези затрубного пространства, и отверстие имеет заданный размер отверстия, внутрискважинный инструмент для перевода скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение, содержащий корпус инструмента и надувное устройство, выполненное с возможностью надуваться в скважинной трубчатой конструкции для разделения скважинной трубчатой конструкции на первую часть и вторую часть, и по меньшей мере один ключ, выполненный с возможностью зацепления профиля так, что когда надувное устройство надуто и первая часть скважинной трубчатой конструкции находится под избыточным давлением обеспечивается то, что инструмент передвигается вниз по потоку, и ключ вовлекает в движение профиль, что принудительно обеспечивает переход скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение, при этом надувное устройство расположено ниже по потоку от прорези второго затрубного барьера так, что затрубное пространство второго затрубного барьера сообщается посредством текучей среды с первой частью скважинной трубчатой конструкции, когда надувное устройство надуто.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи сверхвязкой нефти, повышение коэффициента охвата неоднородного участка залежи за счет разрушения глинистой перемычки.

Изобретение относится к обработке углеводородных пластов. Способ гидравлического разрыва подземного пласта (ГРПП) с проходящим через него стволом скважины, включающий получение композиции гидроразрыва, содержащей флюид-носитель и компонент сверхвпитывающего полимера (СВП), содержащего один или более из: первый композит проппанта и первый СВП в негидратированной форме, где первый СВП по меньшей мере частично внедрен в свободное пространство проппанта, или покрытый СВП, и закачивание этой композиции в подземный пласт для создания или увеличения трещины.

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

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

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

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

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

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

Группа изобретений относится к способам, применимым к стволу скважины, проходящему через подземный пласт. Отклоняющая композиция содержит обрабатывающий флюид, содержащий не образующие перемычек волокна и частицы, содержащие разлагаемый материал.
Изобретение относится к способу получения концентрированной депрессорной суспензии и ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений. Способ включает смешение полиальфаолефина в растворе спирта, в качестве которого используют бутанол и/или гексанол, при добавлении стабилизатора анионного или катионного поверхностно-активного вещества, представляющего собой бензалкониум хлорид или лаурилсульфат натрия.

Изобретение относится к устройствам для обработки призабойной зоны скважины за счет разрыва пласта газообразными продуктами сгорания твердых топлив и может быть использовано для повышения продуктивности нефтяных скважин.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - оптимальные структурно-реологические свойства бурового раствора для применения на сероводородсодержащих нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях с низкими и аномально низкими пластовыми давлениями, предотвращение поглощений бурового раствора при проведении внутрискважинных работ, морозостойкость, нейтрализация сероводорода, минимизация негативной экологической нагрузки на окружающую среду.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - сохранение фильтрационно-емкостных свойств и профилактика осложнений при бурении и первичном вскрытии продуктивных пластов в условиях, характеризующихся высокими забойными температурами и аномально высокими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам, промывочным и технологическим жидкостям, используемым при заканчивании и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин с низкими пластовыми давлениями, с пластовой температурой до 110°С, со средними и низкопроницаемыми коллекторами на сероводородсодержащих месторождениях.

Изобретение относится к повторному гидроразрыву подземного пласта. Способ проведения повторного гидравлического разрыва подземного пласта, в котором проходит скважина, имеющая ряд зон, включает: а) проведение гидравлического разрыва продуктивной зоны внутри подземного пласта, б) изолирование продуктивной зоны, подвергнутой гидравлическому разрыву, от второй зоны в скважине посредством закачки в скважину негидратированной борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента, где до перехода в сшитое состояние негидратированная борированная галактоманнановая камедь содержит борат-ионы, и формирования загущенного временного уплотнения посредством взаимодействия указанной камеди и сшивающего агента, тем самым изолируя указанную продуктивную зону от второй зоны, в) деструкцию загущенного указанного временного уплотнения посредством закачки в скважину агента, снижающего вязкость, и снижения вязкости загущенного временного уплотнения посредством этого агента, закачиваемого в скважину под давлением, недостаточным для создания или расширения трещины в подземном пласте, и г) проведение повторного гидравлического разрыва указанной изолированной зоны после деструкции загущенного временного уплотнения посредством закачки в скважину текучей среды для гидравлического разрыва пласта под давлением, достаточным для создания или расширения трещины в изолированной продуктивной зоне, подвергнутой гидравлическому разрыву.

Изобретение относится к эмульгаторам инвертных эмульсий и может быть использовано при получении однородных смесей несмешивающихся жидкостей, представляющих собой двухфазные системы, применяющиеся в нефте- и газодобывающей промышленности, в том числе для бурения и глушения скважин, а также увеличения нефтеотдачи пластов заводнением.

Изобретение относится к обработке углеводородных пластов. Способ гидравлического разрыва подземного пласта (ГРПП) с проходящим через него стволом скважины, включающий получение композиции гидроразрыва, содержащей флюид-носитель и компонент сверхвпитывающего полимера (СВП), содержащего один или более из: первый композит проппанта и первый СВП в негидратированной форме, где первый СВП по меньшей мере частично внедрен в свободное пространство проппанта, или покрытый СВП, и закачивание этой композиции в подземный пласт для создания или увеличения трещины.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий портландцемент, адгезионную добавку, понизитель водоотдачи, пеногаситель и воду, в качестве адгезионной добавки содержит клей Силор-Ультра Т, в качестве понизителя водоотдачи водорастворимый эфир целлюлозы - карбоксиметилцеллюлоза, в качестве пластификатора лигносульфонат, в качестве пеногасителя трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, масс.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буферным жидкостям, предназначенным для удаления бурового раствора из цементируемого заколонного пространства скважины, а также для разделения бурового и тампонажного растворов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает последовательную закачку закрепляющего состава и отвердителя. Закрепляющий состав содержит этилсиликат-40 и изопропиловый спирт в соотношении 9:1. В качестве отвердителя используют 5 и 10%-ные растворы гидроксида натрия. Перед закачкой закрепляющего состава в скважину закачивают 5%-ный раствор гидроксида натрия, затем буфер из пресной воды, а после закачки закрепляющего состава закачивают буфер из пресной воды, затем 10%-ный раствор гидроксида натрия и перепродавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины. Техническим результатом является повышение эффективности за счет надежного и безопасного крепления призабойной зоны скважины путем ликвидации пескопроявления, устранения коррозии, сокращения продолжительности реализации способа и возможности его применения в зимнее время года. 1 табл., 3 пр.

Настоящее изобретение относится к усилителям действия разжижителей, содержащих соединения железа, и способам их применения при гидроразрыве подземного пласта. Способ гидроразрыва подземного пласта - ГРПП, через который проходит ствол скважины, включающий стадию введения в ствол скважины жидкости для обработки скважины под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, где жидкость для обработки скважины содержит воду, по меньшей мере, один акриламидсодержащий полимер - ААСП, одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05 от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из группы, состоящей из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты - ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты - ДТПА, гуминовых кислот и лигносульфатов. Способ гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии: введения в ствол скважины первой жидкости для обработки скважины, содержащей, по меньшей мере, один ААСП, под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, и введения в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05 от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из указанной выше группы. Способ гидроразрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии: введения в ствол скважины первой жидкости для обработки скважины, содержащей, по меньшей мере, один ААСП, под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, введения в ствол скважины второй жидкости для обработки скважины, содержащей одну или более соль двухвалентного железа, и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05 от объема жидкости для обработки скважины, и введение в ствол скважины третьей жидкости для обработки, содержащей одно или более соединений-усилителей, выбранных из указанной выше группы. Жидкость для обработки скважины, содержащая воду, по меньшей мере, один ААСП, одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05 от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из указанной выше группы. Способ снижения вязкости жидкости для обработки скважины, включающий добавление одной или более соли двухвалентного железа и одного или более соединений – усилителей в указанную жидкость, где жидкость содержит воду, по меньшей мере, один ААСП, количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05 от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из указанной выше группы. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности удаления используемого при обработке полимера после ее завершения. 5 н. и 8 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

Наверх