Водные растворы и способ их использования

Группа изобретений относится к способам обработки подземной формации кислотными растворами. Технический результат - замедление реакции между кислотой и подземной формацией и как следствие увеличение проницаемости и продуктивности подземной формации. Водная композиция для обработки и стимулирования формации в подземной скважине содержит хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 до 28 мас.% и по меньшей мере одну аминокислоту, причем молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5, и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту, и где аминокислота выбрана из группы, состоящей из аланина, аспарагина, аспарагиновой кислоты, цистеина, глутаминовой кислоты, гистидина, лейцина, лизина, метионина, пролина, серина, треонина, валина и их комбинаций. 4 н. и 20 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл., 1 пр.

 

ДАННЫЕ О РОДСТВЕННЫХ ЗАЯВКАХ

[0001] ОТСУТСТВУЮТ

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0002] Утверждения в этой части документа просто предоставляют дополнительную информацию, связанную с данным раскрытием сущности изобретения, и не могут являться ограничительной частью патентной формулы. Данная область техники в общем, но не исключительно, имеет отношение к сильно концентрированным растворам хлористоводородной кислоты (HCl) c аминокислотами и к их использованию.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0003] В одном из аспектов варианты осуществления изобретения относятся к композициям, содержащим хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 масс. % до 28 масс. % включительно и по меньшей мере одну аминокислоту. Молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5 и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту. Аминокислота может содержать аланин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, цистеин, глутаминовую кислоту, гистидин, лейцин, лизин, метионин, пролин, серин, треонин или валин или их соединения.

[0004] В дополнительном аспекте варианты осуществления изобретения относятся к способам обработки формации в подземной скважине. Подготавливают водную композицию, содержащую хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 масс. % до 28 масс. % включительно и по меньшей мере одну аминокислоту. Молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5 и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту. В насос высокого давления подают флюид для обработки нефтяного месторождения, содержащий водную композицию. Затем с помощью насоса высокого давления обрабатывают по меньшей мере один из стволов скважины и формацию, сообщенную по текучей среде со стволом скважины. Аминокислота может содержать аланин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, цистеин, глутаминовую кислоту, гистидин, лейцин, лизин, метионин, пролин, серин, треонин или валин или их соединения.

[0005] В еще одном дополнительном аспекте варианты осуществления изобретения относятся к способам стимулирования подземной скважины, имеющей ствол скважины. Подготавливают водную композицию, содержащую хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 масс. % до 28 масс. % включительно и по меньшей мере одну аминокислоту. Молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5 и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту. В насос высокого давления подают флюид для обработки нефтяного месторождения, содержащий водную композицию. Затем с помощью насоса высокого давления стимулируют по меньшей мере один из стволов скважины и формации, сообщающейся по текучей среде со стволом скважины, увеличивая таким образом проницаемость формации. Аминокислота может содержать аланин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, цистеин, глутаминовую кислоту, гистидин, лейцин, лизин, метионин, пролин, серин, треонин или валин или их соединения.

[0006] В еще одном дополнительном аспекте варианты осуществления изобретения относятся к способам приготовления композиции. Подготавливают водный раствор, концентрация хлористоводородной кислоты в котором превышает 37 масс. %. В раствор добавляют аминокислотный закрепитель, где количество закрепителя содержит молярное соотношение закрепителя/хлористоводородной кислоты от 0,2 до 1,5. Раствор помещают в резервуар под атмосферным давлением, и резервуар транспортируют на место работ по дороге общественного значения, железной дороге или по обеим дорогам.

[0007] В данной сущности изобретения представлен выбор концепций, дополнительно описанных ниже в иллюстративных вариантах реализации изобретения. Данное краткое описание не предназначено для выявления ключевых или основных признаков заявленного объекта, а также не предназначено для использования в качестве помощи в ограничении объема заявленного объекта. В дальнейшем описании должны стать очевидными дополнительные варианты осуществления изобретения, формы, цели, признаки, преимущества, аспекты и польза использования изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0008] Фиг. 1 изображает образец оборудования для обработки скважины и (или) формации, имеющей сообщение по текучей среде со стволом скважины.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0009] Вначале следует отметить, что в разработке любого действующего варианта осуществления изобретения необходимо принять многочисленные решения по конкретным вариантам реализации такого изобретения, чтобы достичь конкретных 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 выгоду из данного раскрытия изобретения. К тому же использованные/раскрытые здесь композиции также могут содержать некоторые компоненты, отличные от приведенных в документе. В сущности изобретения и данном детальном 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 детальном описании следует понимать, что интервал концентрации, перечисленный или описанный как используемый на практике, приемлемый и т.п., подразумевает, что любая и каждая концентрация в пределах интервала, включая начальные и конечные показатели, рассматривается как упомянутая. Например, “интервал от 1 до 10” следует воспринимать как указывающий на всякое и каждое число в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 10. Таким образом, даже если четко определены конкретные показатели в пределах интервала (или нет четких показателей из интервала) или упоминаются лишь несколько конкретных показателей, следует понимать, что Заявитель осознает и понимает, что любые и все показатели в пределах интервала необходимо рассматривать как определенные, и что заявитель располагает сведениями о всем интервале и всех значениях в пределах интервала.

[0010] Употребляемый здесь термин “формация” имеет широкий смысл. Формация включает в себя любую подземную флюидопроницаемую формацию, и может включать в себя без ограничений любые нефтяные, газовые, конденсатные, смешанные углеродные, парафиновые, керогенные, водные и (или) CO2-принимающие или обеспечивающие формации. Формация может иметь сообщение по текучей среде со стволом скважины, которая может быть нагнетательной скважиной, добывающей скважиной и (или) скважиной для хранения флюида. Ствол скважины может проникать сквозь формацию вертикально, горизонтально, в любом уклоняющемся направлении или являть собой комбинацию этих типов направления. Формация может иметь любое геологическое строение, включающее по меньшей мере песчаник, известняк, доломит, сланец, гудронный песок и (или) рыхлая формация. Ствол скважины может быть отдельным стволом и (или) одним из ряда стволов скважины, направленно уклоненных от нескольких находящихся в непосредственной близости стволов скважин (например, удаленные от буровой площадки или установки) или отдельным начальным стволом скважины, который под поверхностью разделяется на множество стволов.

[0011] Употребляемый здесь термин “флюид для обработки нефтяного месторождения” имеет широкое значение. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюид для обработки нефтяного месторождения содержит любой флюид, применяемый в нефтяных месторождениях, включая газовую, нефтяную, геотермальную или нагнетательную скважины. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюид для обработки нефтяного месторождения содержит любой флюид, применяемый в любой формации или стволе скважины, описанных в данном документе. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюид для обработки нефтяного месторождения содержит флюид для матричной кислотной обработки, флюид для очистки скважины, травильный флюид, очиститель загрязнения прискважинной зоны, поверхностно-активное вещество для обработки формации, невязкий флюид разрыва (например, флюид разрыва на водной основе) и (или) любой другой флюид, сопоставимый с флюидами, иным образом описанными в данном документе. Флюид для обработки нефтяного месторождения может содержать любой тип добавки, известной в данной области техники, которая не перечислена здесь в целях ясности данного описания, но которая может содержать по меньшей мере понизители трения, ингибиторы, поверхностно-активные вещества и (или) смачивающие реагенты, флюидо-закупоривающие реагенты, твердые частицы, ингибиторы кислотной коррозии (кроме тех, которые иным образом здесь представлены), органические кислоты, хелатообразующие вещества, активирующие реагенты (например, CO2 или N2), газообразующие реагенты, растворители, эмульгирующие реагенты, реагенты для регулирования обратного притока, смолистые вещества, разжижители и (или) неполисахаридные загустители.

[0012] Употребляемый здесь термин “насос высокого давления” имеет широкое значение. В некоторых вариантах осуществления изобретения насос высокого давления содержит поршневой насос прямого вытеснения, обеспечивающий соответствующую нефтепромысловую производительность, например, по меньшей мере 80 л/мин. (0,5 барр./мин.), хотя конкретный вариант не несет ограничительного характера. Насос высокого давления содержит насос, способный качать флюиды под соответствующим нефтепромысловым давлением, в том числе по меньшей мере 3,5 МПа (500 фунтов/кв. дюйм), по меньшей мере 6,9 МПа (1 000 фунтов/кв. дюйм), по меньшей мере 13,8 МПа (2 000 фунтов/кв. дюйм), по меньшей мере 34,5 МПа (5 000 фунтов/кв. дюйм), по меньшей мере 68,9 МПа (10 000 фунтов/кв. дюйм), до 103,4 МПа (15 000 фунтов/кв. дюйм), и (или) еще большим давлением. В качестве насосов высокого давления доступны насосы, пригодные для цементирования нефтяного месторождения, матричной кислотной обработки и (или) гидравлических разрывов формации, хотя можно использовать и другие насосы.

[0013] Употребляемый здесь термин “концентрация обработки” имеет широкое значение. В контексте концентрации HCl концентрация обработки является конечной концентрацией флюида перед тем, как флюид размещают в стволе скважины и (или) формации для обработки. Концентрация обработки может быть смешанной концентрацией, получаемой из флюида, содержащего HCl, на месте расположения скважины или другом месте, откуда предоставляется флюид. Концентрацию обработки можно изменить разбавлением перед обработкой и (или) во время обработки. Кроме того, концентрацию обработки можно изменить, добавив во флюид добавки. Примерные концентрации обработки, не имеющие ограничительного характера, составляют 7,5%, 15%, 20%, 28%, 36% и (или) до 45,7% концентрации HCl во флюиде. В некоторых вариантах осуществления изобретения концентрацию обработки определяют перед добавлением добавок (например, в блендере, засыпной воронке или смесительном баке), и изменение концентрации из-за добавления добавок не учитывают. В некоторых вариантах осуществления изобретения концентрация обработки является концентрацией жидкой фазы или кислотной фазы части конечного флюида, например, когда флюид является активированным или эмульсированным флюидом. В некоторых вариантах реализации изобретения концентрация обработки превышает 15%. В некоторых вариантах реализации изобретения концентрация флюида превышает 36% или 37%.

[0014] Заявитель установил, что аминокислотный закрепитель (FA) пригоден для замедления скорости, с которым растворы хлористоводородной кислоты вступают в реакцию с карбонатно-минеральными поверхностями. Такое замедление полезно в контексте стимуляции или улучшения производительности подземных формаций, содержащих углеводороды, пар, геотермальные рассолы и другие полезные вещества, известные в данной области техники. Замедление скорости реакции может обеспечить более глубокое проникновение кислоты в подземные формации, благодаря чему возрастает проницаемость и продуктивность формации.

[0015] В одном из аспектов изобретения варианты осуществления изобретения относятся к композициям содержащим хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 масс. % до 28 масс. % включительно и по меньшей мере одну аминокислоту. Молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты может составлять от 0,2 до 1,5 или от 0,5 до 1,5, или от 0,2 до 1,1 и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту. Аминокислота может содержать аланин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, цистеин, глутаминовую кислоту, гистидин, лейцин, лизин, метионин, пролин, серин, треонин или валин или их соединения.

[0016] В дополнительном аспекте изобретения варианты осуществления изобретения относятся к способам обработки формации в подземной скважине. Подготавливают водную композицию, содержащий хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 масс. % до 28 масс. % включительно и по меньшей мере одну аминокислоту. Молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты может составлять от 0,2 до 1,5 или от 0,5 до 1,5, или от 0,2 до 1,1 и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту. В насос высокого давления подают флюид для обработки нефтяного месторождения, содержащий водную композицию. Затем с помощью насоса высокого давления обрабатывают по меньшей мере один из стволов скважины и формацию, имеющую сообщение по текучей среде со стволом скважины. Аминокислота может содержать аланин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, цистеин, глутаминовую кислоту, гистидин, лейцин, лизин, метионин, пролин, серин, треонин или валин или их соединения.

[0017] В еще одном дополнительном аспекте изобретения варианты осуществления изобретения связаны со способами стимуляции подземной скважины, имеющей ствол скважины. Подготавливают водную композицию, содержащий хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 масс. % до 28 масс. % включительно и по меньшей мере одну аминокислоту. Молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5 или от 0,5 до 1,5, или от 0,2 до 1,1 и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту. В насос высокого давления подают флюид для обработки нефтяного месторождения, который содержит водную композицию. Затем с помощью насоса высокого давления стимулируют по меньшей мере один из стволов скважины и формации, имеющей сообщение по текучей среде со стволом скважины, увеличивая таким образом проницаемость формации. Аминокислота может содержать аланин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, цистеин, глутаминовую кислоту, гистидин, лейцин, лизин, метионин, пролин, серин, треонин или валин или их комбинации.

[0018] Во всех аспектах изобретения выбор молярного соотношения аминокислоты/HCl зависит от конкретных вариантов осуществления изобретения и является рутинным шагом для специалиста в данной области техники, извлекающего пользу из данных раскрытий изобретения. Следует понимать, что имеет место верхний предел аминокислоты, когда достигается растворимость аминокислоты и HCl в водном растворе, и что большая молекулярная масса веществ FA обеспечивает меньшие молярные соотношения аминокислоты/HCl при самых высоких концентрациях HCl. В некоторых вариантах осуществления изобретения выбирают аминокислоту с молекулярной массой меньше 100 г/моль. Дополнительно и альтернативно FA может иметь молекулярную массу меньше 150 г/моль, 175 г/моль или еще большие показатели.

[0019] Во всех аспектах изобретения композиция может дополнительно содержать фтороводородную кислоту (HF). HF вступает в четко выраженные реакции с HCl и является полезной в некоторых применениях, чтобы увеличить активность конечного водного раствора. Например, HF используют для очистки песчаных формаций, когда одной лишь HCl недостаточно для эффективного устранения некоторых типов загрязнения формации. Считают, что настоящий водный раствор сочетается с HF подобно наблюдаемым эффектам с HCl. Таким образом, растворы можно составлять с показателем общей кислотности, намного превышающим достигаемые теперь композиции. В некоторых вариантах осуществления изобретения HF присутствует в количестве по меньшей мере 0,25 масс. %. HF может присутствовать в количестве до 2%, до 6%, до 10%, до 15% или больших количествах. HF может присутствовать в дополнение к количеству HCl и/или как замена количества HCl.

[0020] Во всех аспектах изобретения композиция может проявлять коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15 при 20°C. При 93°C композиция может проявлять коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15. Коэффициент замедления реакции кислоты показывает соотношение между временем, за которое замедленная HCl поглотит данное количество известняка, и временем, за которое раствор HCl в равной концентрации поглотит то же количество известняка. Не желая придерживаться какой-либо теории, Заявитель считает, что замедление реакции, проявляемое аминокислотами, происходит благодаря образованию аддукта между атомами азота в аминокислоте и кислотным протоном в сильной кислоте (например, HCl или HF).

[0021] Теперь обратимся к Фиг. 1, на которой изображена система 100, имеющая пример оборудования для обработки ствола скважины 106 и (или) формации 108, имеющей сообщение по текучей среде со стволом скважины 106. Формация 108 может быть любым типом формации. Ствол скважины 106 изображен как вертикальный, обсаженный и цементированный ствол скважины 106, перфорационные отверстия которого обеспечивают сообщение по текучей среде между формацией 108 и внутренним пространством ствола скважины 106. Однако ни один из взятых в отдельности признаков ствола скважины 106 не имеет ограничительного характера, и пример оборудования представлен только с целью дать примерный контекст 100 для реализации процесса.

[0022] Система 100 содержит насос высокого давления 104, имеющий источник водного раствора 102. В первом варианте реализации изобретения водный раствор 102 содержит аминокислотный закрепитель FA и HCl, причем HCl в количестве от 8% до 28% включительно, а FA присутствует в молярном соотношении от 0,2 до 1,5 включительно. Водный раствор 102 дополнительно содержит воду в количестве, достаточном для растворения HCl и FA. В примере насос высокого давления 104 выполнен с возможностью соединения по текучей среде со стволом скважины 106 посредством линий высокого давления 120. Примерная система 100 содержит трубу 126 в стволе скважины 106. Труба 126 не обязательна и не имеет ограничительного характера. В некоторых примерах трубу 106 можно исключить, причем может присутствовать колтюбинговый агрегат (не показан) и (или) насос высокого давления 104 может иметь соединение по текучей среде с кожухом или кольцевым пространством 128.

[0023] Для образования флюида для обработки нефтяного месторождения в водный раствор 102 можно добавить некоторые добавки (не показаны). Добавки можно добавить в смеситель (не показан), в смесительный бак насоса высокого давления 104 и (или) любым другим способом. В некоторых вариантах осуществления изобретения второй флюид 110 может быть флюидом для разбавления, а водный раствор 102, смешанный с некоторым количеством второго флюида, 110 может образовать флюид для обработки нефтяного месторождения. Флюид для разбавления может не содержать HCl, и (или) содержать HCl в меньшей концентрации, чем водный раствор 102. Второй флюид 110 может дополнительно или альтернативно содержать любые другие вещества, которые можно добавлять во флюид для обработки нефтяного месторождения, включая дополнительные количества FA. В некоторых вариантах осуществления изобретения имеется в наличии дополнительный раствор FA 112, который можно добавлять в водный раствор 102 в некоторые промежутки времени или все время, когда используют водный раствор 102. Дополнительный раствор FA 112 может содержать тот же или другой FA, чем водный раствор 102, может содержать весь FA для флюида для обработки нефтяного месторождения, и (или) может содержать FA в другой концентрации, чем водный раствор.

[0024] Насос высокого давления 104 может обрабатывать ствол скважины 106 и (или) формацию 108, например, вводя туда флюид путем нагнетания флюида в ствол скважины 106 и (или) нагнетания флюида в формацию 108. Примерные операции, не имеющие ограничительного характера, включают без ограничений любую обработку месторождения нефти. Возможные варианты флюидного потока включают подачу потока с насоса высокого давления 104 в трубу 126, в формацию 108 и (или) в кольцевое пространство 128. Флюид могут выкачать из скважины перед введением в формацию 108, например, с помощью нижнего насоса 114. В примере показано, что кольцевое пространство 128 имеет сообщение по текучей среде с трубой 126, хотя в некоторых вариантах осуществления изобретения кольцевое пространство 128 и труба 126 могут быть изолированы (например, пакером). Другой пример флюидного потока включает подачу флюида для обработки нефтяного месторождения в формацию с матричной скоростью (например, скоростью, с которой формация может принимать флюидный поток в виде нормального пористого потока) и (или) со скоростью, которая создает давление, превышающее давление гидравлического разрыва. Флюидный поток, направленный в формацию, может возвращаться из формации и (или) вымываться из прискважинной зоны последующим флюидом. Флюид, поступающий в формацию, может стекать в бак или емкость (не показаны), назад в приемник для флюида, подготовленный для обработки, и (или) с ним можно обойтись любым другим способом, известным в данной области техники. Оставшуюся в возвращаемом флюиде кислоту можно выделить или нейтрализовать.

[0025] В другом примере флюидный поток содержит водный раствор 102, содержащий HCl, причем наличие FA необязательно и в некоторых вариантах осуществления изобретения он не присутствует в водном растворе 102. Примерный флюидный поток содержит второй водный раствор 116, содержащий FA. Флюидный поток последовательно проходит по первому насосу высокого давления 104 и второму насосу высокого давления 118 для обработки формации 108. Второй насос высокого давления 118 в примере выполнен с возможностью сообщения п о текучей среде с трубой 126 через вторую линию высокого давления 122. Устройство подачи флюида является произвольным и не имеет ограничительного характера. В некоторых вариантах осуществления изобретения отдельный насос может перекачивать как водный раствор 102, так и второй водный раствор 116. В примере может перекачиваться первым либо первый водный раствор 102, либо второй водный раствор 116, и один или несколько растворов 102 и 116 могут перекачиваться многоэтапным способом, включая некоторые возможные этапы, на которых растворы 102 и 116 смешиваются.

[0026] Нижеследующие схематические описания потока предоставляют иллюстративные варианты осуществления процессов для обработки формаций и (или) стволов скважин. Следует понимать, что проиллюстрированные операции являются только примерами, и операции можно объединять или разделять, добавлять или убирать, а также перегруппировывать в общем или частично, если в данном описании явным образом не указано другое. Некоторые проиллюстрированные операции может осуществлять компьютер, выполняя компьютерный программный продукт на машиночитаемом носителе, причем компьютерный программный продукт содержит инструкции, по которым компьютер выполняет одну или несколько операций или дает другим устройствам команды выполнить одну или несколько операций.

[0027] В еще одном дополнительном аспекте изобретения варианты осуществления изобретения относятся к способам приготовления композиции.

[0028] Пример способа включает в себя смешение количества воды с закрепителем (FA), причем количество воды составляет количество, в 0,3-1,3 раза больший массы FA. Способ дополнительно включает растворение количества HCl в смешанном количестве воды и FA. Растворение газа HCl может произойти после растворения FA, одновременно с растворением FA или по меньшей мере частично перед растворением FA. Количество газа HCl в молярном соотношении составляет количество, в 0,5-4,0 раза больший количества FA. Общее количество газа HCl, растворенного в водном растворе, превышает 37 масс. %.

[0029] В дополнительном примере процесс включает в себя растворение по меньшей мере части FA в воде во время растворения газа HCl в смеси воды и FA. Примерные операции включают начало растворения HCl и добавление FA в твердом виде или как раствора, причем часть FA находится в растворе с водой и часть FA в твердом виде и (или) FA находится в твердом виде в воде, а HCl растворяют в воде во время растворения FA.

[0030] Другой пример способа включает в себя приготовление водного раствора, количество HCl в котором превышает 37 масс. %. Способ дополнительно включает операцию по подавлению испарений газообразной HCl из водного раствора. Операция по подавлению испарений газообразной HCl включает операцию по добавлению HCl закрепителя (FA) в раствор, причем количество FA имеет молярное соотношение FA:HCl от 0,2 до 1,5 включительно. FA содержит одну или несколько аминокислот. Операцию по добавлению закрепителя можно выполнять до, во время и (или) частично после добавления HCl в раствор.

[0031] Один из примерных процессов дополнительно включает операцию по транспортировке раствора HCl по дороге общественного значения и (или) железной дороге. В некоторых вариантах осуществления операция по транспортировке раствора HCl включает размещение раствора HCl в резервуаре под атмосферным давлением и (или) стандартный резервуар для жидкостей, не предусматривающий сжатой среды. Другой пример процесса включает транспортировку к месту работ раствора HCl, содержащего свыше 37 масс. % HCl, и разбавление раствора HCl до необходимой концентрации HCl после транспортировки. Примерные концентрации разбавления включают, без ограничений, разбавление раствора до 7,5% HCl, до 15% HCl и (или) до 28 масс. % HCl. В данном документе предполагаются также любые другие концентрации. Благодаря транспортировке и разбавлению снижаются расходы на транспорт и риск (например, меньше резервуаров для транспортировки) и в то же время обеспечивается необходимое общее количество HCl на месте эксплуатации.

[0032] Один из примерных процессов дополнительно включает размещение раствора HCl в резервуаре под атмосферным давлением на какой-то период времени, который может составлять по меньшей мере один час. Операция по помещению раствора HCl в резервуар под атмосферным давлением включает размещение раствора без добавления в раствор HCl дополнительной добавки для замедления реакции кислоты. В данном документе предполагается любая добавка для замедления реакции кислоты, и исключение других добавок для замедления реакции кислоты из некоторых вариантов осуществления изобретения является необязательным.

[0033] Другой примерный процесс включает размещение управляющего элемента в сообщении паровоздушного пространства с раствором HCl и выполнение операции по использованию флюида после помещения. Примерные и не ограничивающие операции по использованию флюида, при которых можно поместить управляющий элемент в сообщение паровоздушного пространства с раствором HCl, включают проверку уровня флюида в растворе HCl (например, проверку пространственной глубины и (или) проверку с помощью устройства глубины флюида); проведение флюидной проверки раствора HCl (например, проверки характеристики флюида, отсчет значений рН, отбор флюидной пробы для проверки); добавление некоторого количества добавки в водный раствор (например, добавление добавки сквозь отверстие в емкость с флюидом или химическую емкость); закрытие крышки резервуара под атмосферным давлением, содержащего раствор HCl; перемещение по меньшей мере части раствора HCl из резервуара под атмосферным давлением, содержащего раствор HCl (например, перемещение между баками или емкостями, перемещение на объемную установку, перемещение во флюид для обработки); выполнение визуальной проверки раствора HCl; эксплуатационное соединение устройства по перемещению флюида с устройством для раствора HCl и (или) с резервуаром под атмосферным давлением, содержащим раствор HCl (например, соединение линии для транспортировки флюида, ввод линии для транспортировки в верхнюю часть резервуара); и (или) перемешивание раствора HCl (например, с помощью мешалки, газового перемешивания и (или) рециркуляции флюида).

[0034] Без ограничений следует полагать, что процесс включает любой из ряда заданных вариантов осуществления изобретения. Один пример включает обработку первым флюидом для обработки нефтяного месторождения и затем вторым флюидом для обработки нефтяного месторождения или же обработку вторым флюидом для обработки нефтяного месторождения и затем первым флюидом для обработки нефтяного месторождения. В одном примере первый флюид для обработки нефтяного месторождения не содержит FA, содержит FA в количестве отличном от количества FA1 во втором флюиде для обработки нефтяного месторождения, и (или) содержит FA1 в количестве равном или подобном количеству FA1 во втором флюиде для обработки нефтяного месторождения. В одном примере второй флюид для обработки нефтяного месторождения не содержит HCl, содержит HCl в количестве отличном от количества HCl в первом флюиде для обработки нефтяного месторождения, и (или) содержит FA1 в количестве равном или подобном количеству FA1 в первом флюиде для обработки нефтяного месторождения. Ни первый, ни второй флюид для обработки нефтяного месторождения не содержат количества HCl и количества FA1, присутствующих в равных количествах относительно друг друга, хотя либо количество HCl, либо количество FA1 может быть в равном количестве относительно друг друга. К тому же предполагается, что может быть осуществлено много этапов первого флюида для обработки нефтяного месторождения и (или) второго флюида для обработки нефтяного месторождения, и эти этапы могут быть аналогичными или отличаться по объему или количеству и (или) могут включать вытесняющие жидкости или не включать их между любым одним или несколькими этапами.

[0035] Как видно по фигурам и приведенному выше тексту, в соответствии с данным раскрытием изобретения предполагаются разнообразные варианты осуществления изобретения.

[0036] Данное раскрытие изобретения может быть дополнительно проиллюстрировано следующими примерами. Эти примеры не ограничивают объема раскрытого изобретения.

ПРИМЕРЫ

ПРИМЕР 1

[0037] В следующих экспериментах готовятся испытуемые растворы реактивов путем растворения аминокислоты в 37% HCl. Концентрат 37% HCl получили барботажем газа HCl в испытательный резервуар. Например, 15,8 г. L-аспарагина растворили в 10 мл 37% HCl размешиванием, в результате чего получили смесь двух видов с молярным соотношением 1:1.

[0038] Во время опытов по замедлению реакции 0,2 мл испытуемого раствора нанесли на 25-граммовый керн индианского известняка при либо 20°C, либо 93°C. Реакции позволили продолжаться, пока не вся кислота не прореагировала.

[0039] Таблица 1 представляет результаты опытов по замедлению кислотных реакций, выполненных с различными аминокислотами (FA) и в различных молярных соотношениях аминокислоты/HCl. Аддукт аспарагина продемонстрировал значительные, однако измеряемые, замедления темпа реакции. В качестве сравнения, аддукты глутамина, гистидина и глицина проявили средние или низкие уровни замедления реакции. Однако следует отметить, что аддукты серин-метилового эфира, лизина и аргинина при 20°C помешали растворению известняка (по меньшей мере в пределах испытательного периода). Следовательно, коэффициент замедления реакции был избыточным для замера (THTM). При 93°C наблюдалось постепенное образование на поверхности известняка газовых пузырьков, но и в этом случае коэффициент замедления реакции был избыточным для замера (THTM*) в пределах испытательного периода.

Таблица 1
Наблюдаемые коэффициенты замедления реакции кислоты с некоторыми аминокислотными закрепителями
Аминокислота (FA) Мол.
масса
Структура FA:HCI
(молярное
соотношение)
Эффект. % HCI Коэффициент замедления реакции (20°C) Коэффициент замедления реакции (93°C)
L-аспарагин 132 1,1
0,6
0,2
15
21
28
90
75
40
70
40
18
L-глутамин 146 0,5 21 33 24
L-гистидин 155 0,2 28 18 15
Глицин 76 1
1
15
21
25
21
20
16
D-серин-метиловый эфир 120 1 15 THTM THTM*
L-лизин 147 1 8,3 THTM THTM*
L-аргинин 175 1 9,4 THTM THTM*

THTM = избыточный для замера; THTM* - реакция обнаружена по образованию газовых пузырьков, но коэффициент замедления реакции избыточный для замера.

[0040] Как видно из показателей и приведенного выше текста, предполагаются разнообразные варианты реализации изобретения в соответствии с данным раскрытием изобретения.

[0041] В то время как в раскрытии сущности изобретения предоставлено заданное и детальное описание различных вариантов осуществления изобретения, его же следует рассматривать как имеющее иллюстративный, а не ограничительный характер. Хотя выше детально описаны несколько примерных вариантов осуществления изобретения, специалистам в данной области техники будет очевидно, что в примерных вариантах осуществления изобретения возможны многие модификации без существенного отклонения от данного изобретения. Соответственно, все такие модификации предназначены для того, чтобы войти в объем данного раскрытия изобретения, как определено в последующей формуле изобретения. Пункты формулы, указывающие на “средство и функцию”, предназначены охватить описанные в документе конструкции как выполняющие перечисленные функции и не только как конструктивные эквиваленты, но и как эквивалентные конструкции. Таким образом, хотя штифт и болт не могут быть конструктивными 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 конструкциями.

[0042] Более того, когда в формуле встречаются термины “один”, “по меньшей мере”, “по меньшей мере одна часть”, они не предназначены для ограничения объема заявки изобретения только одним признаком формулы изобретения, если другое конкретно не указано в заявке. Когда употребляются слова и выражения “по меньшей мере часть” и (или) “часть”, признак формулы изобретения может включать в себя часть и (или) весь элемент, если конкретно не указано другое. Заявитель изъявил желание не ссылаться на 35 U.S.C. § 112, абзац 6, 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. Водная композиция для обработки и стимулирования формации в подземной скважине, содержащая:

(i) хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 до 28 мас.% включительно; и

(ii) по меньшей мере одну аминокислоту,

где молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5, и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту, и

где аминокислота выбрана из группы, состоящей из аланина, аспарагина, аспарагиновой кислоты, цистеина, глутаминовой кислоты, гистидина, лейцина, лизина, метионина, пролина, серина, треонина, валина и их комбинаций.

2. Композиция по п. 1, дополнительно содержащая фтороводородную кислоту в концентрации, большей или равной 0,25 мас.%.

3. Композиция по п. 1, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15 при 20°C.

4. Композиция по п. 1, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15 при 93°C.

5. Способ обработки формации в подземной скважине, содержащий следующие этапы:

(i) приготовление водной композиции, которая содержит хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 до 28 мас.% включительно и по меньшей мере одну аминокислоту, где молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5, и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту;

(ii) подача флюида для обработки нефтяного месторождения, содержащего водную композицию, в насос высокого давления; и

(iii) эксплуатация насоса высокого давления для обработки по меньшей мере одного ствола скважины и формации, сообщенной по текучей среде со стволом скважины,

где аминокислота выбрана из группы, состоящей из аланина, аспарагина, аспарагиновой кислоты, цистеина, глутаминовой кислоты, гистидина, лейцина, лизина, метионина, пролина, серина, треонина, валина и их комбинаций.

6. Способ по п. 5, где хлористоводородную кислоту транспортируют к месту расположения скважины, причем концентрация кислоты составляет от 28 до 45,7 мас.%, и обработка дополнительно содержит разбавление хлористоводородной кислоты до концентрации обработки, прежде чем флюид для обработки нефтяного месторождения подадут в насос высокого давления.

7. Способ по п. 5, где водная композиция дополнительно содержит фтороводородную кислоту в концентрации, большей или равной 0,25 мас.%.

8. Способ по п. 5, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15 при 20°C.

9. Способ по п. 5, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15 при 93°C.

10. Способ по п. 5, где эксплуатация насоса содержит нагнетание флюида для обработки нефтяного месторождения в формацию с матричной скоростью, и флюид для обработки нефтяного месторождения вступает в контакт, по меньшей мере, со стволом скважины и формацией.

11. Способ по п. 5, где эксплуатация насоса содержит нагнетание флюида для обработки нефтяного месторождения в формацию под давлением, равным или большим чем давление гидравлического разрыва формации, и флюид для обработки нефтяного месторождения вступает в контакт, по меньшей мере, со стволом скважины и формацией.

12. Способ для стимулирования формации в подземной скважине, содержащий следующие этапы:

(i) приготовление водной композиции, содержащей хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 до 28 мас.% включительно и по меньшей мере одну аминокислоту, где молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5, и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту;

(ii) подача флюида для обработки нефтяного месторождения, содержащего водную композицию, в насос высокого давления; и

(iii) эксплуатация насоса высокого давления для стимулирования, по меньшей мере, ствола скважины и формации, сообщающейся по текучей среде со стволом скважины, в результате чего увеличивается проницаемость формации,

где аминокислота выбрана из группы, состоящей из аланина, аспарагина, аспарагиновой кислоты, цистеина, глутаминовой кислоты, гистидина, лейцина, лизина, метионина, пролина, серина, треонина, валина и их комбинаций.

13. Способ по п. 12, где хлористоводородную кислоту транспортируют к месту расположения скважины, причем концентрация кислоты составляет от 28 до 45,7 мас.%, а обработка дополнительно содержит разбавление хлористоводородной кислоты до концентрации обработки, прежде чем флюид для обработки нефтяного месторождения подадут в насос высокого давления.

14. Способ по п. 12, где водная композиция дополнительно содержит фтороводородную кислоту в концентрации, большей или равной 0,25 мас.%.

15. Способ по п. 12, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15 при 20°C.

16. Способ по п. 12, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15 при 93°C.

17. Способ по п. 12, где эксплуатация насоса включает, по меньшей мере, следующие этапы:

(i) нагнетание флюида для обработки нефтяного месторождения в формацию с матричной скоростью;

(ii) нагнетание флюида для обработки нефтяного месторождения в формацию под давлением, равным или большим, чем давление гидравлического разрыва формации; и

(iii) вступление флюида для обработки нефтяного месторождения в контакт, по меньшей мере, со стволом скважины и формацией.

18. Способ приготовления композиции для обработки и стимулирования формации в подземной скважине, содержащий следующие этапы:

(i) подготовка водного раствора, концентрация хлористоводородной кислоты в котором превышает 37 мас.%;

(ii) добавление в раствор аминокислотного закрепителя, где количество закрепителя включает молярное соотношение закрепителя/хлористоводородной кислоты от 0,2 до 1,5 включительно;

(iii) размещение раствора в резервуаре под атмосферным давлением; и

(iv) транспортировка резервуара на место работ по дороге общественного значения, железной дороге или обеим дорогам.

19. Способ по п. 18, где аминокислота выбрана из группы, состоящей из аланина, аспарагина, аспарагиновой кислоты, цистеина, глутаминовой кислоты, гистидина, лейцина, лизина, метионина, пролина, серина, треонина, валина и их комбинаций.

20. Способ по п. 18, где раствор разбавляют водой на месте работ.

21. Способ по п. 18, где дополнительно позволяют раствору оставаться в резервуаре по меньшей мере один час.

22. Способ по п. 18, где резервуар оборудован так, чтобы оператор мог выполнять с раствором операцию по использованию флюида.

23. Способ по п. 22, где действие с использованием флюида содержит измерение уровня раствора в резервуаре, забор пробы раствора, измерение значения pH раствора, введение в раствор дополнительных веществ, перемешивание раствора или перемещение раствора из резервуара в другую емкость или в насос высокого давления или их комбинации.

24. Способ по п. 18, где для помещения раствора в подземную скважину используют насос высокого давления.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - сокращение времени на обработку пласта скважины за счет сокращения продолжительности подготовки процесса закачки раствора соляной кислоты в пласт в импульсном режиме.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке скважин. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти в уплотненных и заглинизированных коллекторах, исключение неравномерности прогрева и прорыва теплоносителя в добывающую скважину.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ включает спуск колонны труб, оснащенной пакером, устройством для импульсной закачки жидкости, разрушаемым клапаном, перфорированным патрубком со втулкой внутри, в интервал перфорации пласта.

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

Настоящее изобретение относится к способу обработки подземного пласта для модификации поверхности. Способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла подземного пласта, через который проходит скважина, включает закачивание в скважину агента для модификации поверхности, содержащего производное органической фосфорсодержащей кислоты в качестве якорного фрагмента и фторсодержащий остаток в качестве гидрофобного хвоста, где гидрофобный хвост напрямую присоединен к якорному фрагменту, когда агент для модификации поверхности закачан в скважину, связывание агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта за счет присоединения к пласту якорного фрагмента, и расположение агента для модификации поверхности на кремнистом или содержащем оксид металла подземном пласте таким образом, чтобы гидрофобный хвост был удален от поверхности пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям воздействия на нефтегазоносные пласты с целью увеличения коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к применению отслаивающего материала для повышения вязкости неводной жидкой основы, содержащей органофильную глину. Отслаивающий материал содержит глицеринкарбонат и алкоксилированный спирт, имеющий формулу: ,в которой R представляет собой неразветвленный или разветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, или ароматический радикал, имеющий структуру: ,в которой R1 представляет собой разветвленный или неразветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, R2 представляет собой H или CH3, R3 представляет собой H или CH3, a составляет от 0 до 12 и b составляет от 1 до 12.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в открытых стволах горизонтальных скважин, вскрывших многопластовую продуктивную залежь нефти с низкими фильтрационно-емкостными свойствами с подошвенной водой в карбонатных породах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при гидравлическом разрыве карбонатного пласта или залежи высоковязкой нефти. Способ включает перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, закачку порциями по колонне труб в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты, выдержку, удаление продуктов реакции кислоты с породой, распакеровку пакера и извлечение его с колонной труб из скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для контроля за разработкой продуктивного пласта. Способ включает получение флуоресцентного маркера в виде полимерных микросфер с приготовлением дисперсии смолы и люминесцирующих веществ, объединение полученного маркера с несущей средой, подаваемой в скважину, введение маркера с указанной несущей средой в скважину, отбор проб из скважины и их анализ с определением кодов и концентраций маркеров в пробах скважинной жидкости с использованием флюорометрии, определение на основе результатов указанных анализов внутрискважинных притоков флюида.

Настоящее изобретение относится к добыче текучих сред из подземных пластов с образованием сети скопления расклинивающего агента в трещинах пласта. Повторно восстанавливаемый островок расклинивающего агента, содержащий первое количество обработанного расклинивающего агента, достаточное для обеспечения формирования островков расклинивающего агента в трещинах, сформированных во время гидроразрыва, и для сохранения островков в неизменном виде, если они двигаются в пласте во время и/или после операций гидроразрыва, или во время операций закачивания, или во время операций по добыче, или для обеспечения формирования указанных островков в трещинах для обеспечения повторного формирования островков или их разрушения и повторного формирования во время указанных операций, для поддержания высокой проводимости трещины и для улавливания мелких частиц пласта во время указанных операций, где агент имеет частичное или полное покрытие из композиции, изменяющей дзета-потенциал, содержащей агрегирующую композицию, содержащую продукт реакции амина-фосфата, аминный компонент или их смеси и комбинации, а продукт реакции амина-фосфата представляет собой продукт реакции: амина, выбранного из указанных видов веществ, и сложного фосфатного эфира, выбранного из указанных видов веществ, сложного фосфатного эфира алканоламинов, фосфатных эфиров алкилированных фенолов, фосфатных эфиров этиленгликоля или пропиленгликоля.
Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва пласта. Способ включает закачку в пласт пены, образующейся на забое скважины в результате одновременной закачки пенообразующего и газовыделяющего растворов.

Группа изобретений относиться к флюидам для скважинных операций. Технический результат – повышение скорости бурения, снижение скручивающих и осевых нагрузок на бурильную колону, возможность применения в горизонтальных скважинах.

Группа изобретений относиться к флюидам для скважинных операций. Технический результат – повышение скорости бурения, снижение скручивающих и осевых нагрузок на бурильную колону, возможность применения в горизонтальных скважинах.

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.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки слабопроницаемых неоднородных нефтяных коллекторов горизонтальными скважинами с многостадийным гидроразрывом пласта.

Способ увеличения газопроницаемости для скважин метана угольных пластов с использованием технологии разрыва при помощи взрыва под воздействием электрических импульсов применим для эксплуатации скважин метана угольных пластов с низкой газопроницаемостью.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки битуминозных аргиллитов и песчаников. Первоначально бурят скважину, вскрывающую целевой объект, и устанавливают скважинное оборудование, обеспечивающее подъем продукции скважины и задавливание растворителя при давлении выше гидроразрыва пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – одинаковая эффективность воздействия на все вскрытые продуктивные горизонты со значимым отличием фильтрационно-емкостных свойств.

Группа изобретений относится к способам обработки подземной формации кислотными растворами. Технический результат - замедление реакции между кислотой и подземной формацией и как следствие увеличение проницаемости и продуктивности подземной формации. Водная композиция для обработки и стимулирования формации в подземной скважине содержит хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 до 28 мас. и по меньшей мере одну аминокислоту, причем молярное соотношение аминокислотыхлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5, и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту, и где аминокислота выбрана из группы, состоящей из аланина, аспарагина, аспарагиновой кислоты, цистеина, глутаминовой кислоты, гистидина, лейцина, лизина, метионина, пролина, серина, треонина, валина и их комбинаций. 4 н. и 20 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл., 1 пр.

Наверх