Способы и флюиды для обработки скважины

Изобретение относится к способам и флюидам для обработки скважины с повышением нефтеотдачи. Способ обработки скважины гидроразрывом пласта включает формирование флюида для обработки скважины при смешивании ингредиентов, включающих водный флюид, загуститель, сшиватель и реологический модификатор, содержащий диальдегид, где флюид для обработки скважины не содержит добавку, замедляющую сшивку диальдегидом, сшивку загустителя в водном флюиде с использованием сшивателя, где диальдегид не требует замедления сшивки и сшивка повышает вязкость флюида для обработки скважины до первой вязкости, обработку скважины флюидом для обработки скважины, характеризующимся первой вязкостью, химическое превращение диальдегида после сшивки с образованием дикислоты, причем диальдегид подвергается незначительному химическому превращению перед сшивкой, и после обработки скважины снижение вязкости сшитого флюида для обработки скважины до второй вязкости, меньшей, чем первая вязкость, под действием дикислоты. Способ обработки скважины гидроразрывом пласта включает формирование флюида для обработки скважины при смешивании ингредиентов, включающих водный флюид, загуститель, сшиватель, содержащий цирконий, и реологический модификатор, содержащий глиоксаль, сшивку загустителя в водном флюиде с использованием сшивателя, где диальдегид не требует замедления сшивки и сшивка повышает вязкость флюида для обработки скважины до первой вязкости, обработку скважины флюидом для обработки скважины, характеризующимся первой вязкостью, химическое превращение глиоксаля после сшивки с образованием щавелевой кислоты, причем глиоксаль подвергается незначительному химическому превращению перед сшивкой, после обработки скважины разрыв поперечных связей, образованных цирконием, под действием щавелевой кислоты и снижение вязкости сшитого флюида для обработки скважины до второй вязкости, меньшей, чем первая вязкость, под действием щавелевой кислоты. Способ обработки скважины гидроразрывом пласта включает формирование флюида для обработки скважины при смешивании ингредиентов, включающих добываемую воду, загуститель, сшиватель, содержащий катион металла, и реологический модификатор, содержащий диальдегид, и соединение циркония, причем добываемая вода содержит всего более 1000 част./млн растворенных твердых веществ и флюид для обработки скважины не содержит добавку, замедляющую сшивку диальдегидом, растворение по крайней мере части соединения циркония во флюиде для обработки скважины, стабилизацию рН флюида для обработки скважины с использованием соединения циркония, сшивку загустителя в водном флюиде с использованием сшивателя и растворенного циркония из соединения циркония, где диальдегид не требует замедления сшивки и сшивка повышает вязкость флюида для обработки скважины по сравнению с флюидом для обработки скважины, не содержащим соединение циркония, обработку скважины флюидом для обработки скважины, характеризующимся более высокой вязкостью, химическое превращение диальдегида после сшивки с образованием дикислоты, снижение рН и образование хелатных комплексов катиона металла и растворенного циркония с дикислотой, при этом происходит разрыв поперечных связей флюида для обработки скважины, и с использованием дикислоты снижение вязкости сшитого флюида для обработки скважины по сравнению со сшитым флюидом для обработки скважины, не содержащим реологический модификатор. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 10 ил., 4 табл., 10 пр.

 

Область техники

Способы и композиции, описанные в данном контексте, относятся к способам и флюидам для обработки скважины, включающим реологический модификатор вязкости с контролируемым высвобождением, например, разжижитель с контролируемым высвобождением, включая разжижитель с замедленным высвобождением.

Предпосылки создания настоящего изобретения В большинстве случаев для повышения нефтеотдачи скважины, пробуренные в подземном пласте с низкой проницаемостью, обрабатывают с использованием технологий воздействия на пласт, таких как гидроразрыв. Для поддержания трещин в открытом состоянии в пласте можно использовать флюиды с высокой вязкостью для подачи расклинивающего агента внутрь скважины. Известные линейные гели (только гелеобразующий агент, содержащий воду), которые можно применять при температуре окружающей среды на поверхности, в основном не обладают достаточно высокой вязкостью для перемещения расклинивающего агента большого размера или в большом количестве. Следовательно, для повышения вязкости флюида, обеспечивающей надлежащую транспортировку расклинивающего агента большого размера или в большом количестве, можно использовать сшиватели. Флюиды с высокой вязкостью создают также более широкие трещины в пласте.

Гуаровая камедь или ее производные относятся к наиболее часто используемым в операциях по гидроразрыву загустителям, таким как полимеры. Производные гуаровой камеди, такие как карбоксиметилгуар (КМГ) и карбоксиметилгидроксипропилгуар (КМГПГ), предпочтительно используют в скважинах с высокой забойной температурой (ЗТ). Производные целлюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза (КМГЭЦ), представляют наибольший интерес для гидроразрыва в связи с распространенностью в природе целлюлозы.

Часто гели для гидроразрыва включают добавки, замедляющие сшивку, разжижители геля и добавки для контроля потерь флюида, наряду с множеством других возможных добавок, для оптимизации свойств геля для гидроразрыва в условиях гидроразрыва. Известно множество гелеобразующих агентов и сшивателей для применения в геле для гидроразрыва. В случае замедляющей добавки, реакции сшивки происходят таким образом, что развитие вязкости начинается после доставки геля для гидроразрыва в глубину скважины.

Аналогичным образом, в гели для гидроразрыва можно включать реологические модификаторы, такие как разжижители геля, для значительного снижения вязкости после разрыва с целью упрощения удаления геля из скважины. В случае, когда сшитый гель содержит разжижитель геля, разжижитель геля можно выбрать таким образом, чтобы он оказывал замедленное действие для поддерживания требуемых свойств сшитого геля в процессе гидроразрыва. Даже в этом случае требуются дополнительные замедляющие химические реагенты для оптимизации свойств реологических модификаторов к постоянно возрастающему множеству загустителей и родственных компонентов.

Кроме того, в операциях по гидроразрыву значительно возрастает объем флюидов, в то время как также постоянно возрастает озабоченность населения в отношении потребления и утилизации воды. Вместо расходов на обработку и утилизацию добываемой и оборотной воды, обслуживающие фирмы и операторы предпочитают повторно использовать эти материалы в последующих операциях по интенсификации добычи. Термин «добываемая вода» означает воду, полученную из скважин. В основном термин используется в нефтедобывающей промышленности для описания воды, добываемой вместе с нефтью и/или газом. Термин «оборотная вода» является подклассам термина «добываемая вода» и относится к флюиду для гидроразрыва, который вытекает из скважины и который можно рассматривать как определенную фракцию исходного объема флюида для гидроразрыва.

Известно, что добываемая вода, прежде всего из сланцев, таких как месторождения Марцеллус и Баккен, характеризуется высоким общим содержанием растворенных твердых веществ (РТВ). РТВ вызывают проблемы при использовании известных флюидов на основе гуара и его производных. Более того, многие флюиды для обработки скважин, первоначально полученные из чистой воды, характеризуются сниженной эффективностью или даже полностью ее теряют, если вместо чистой воды используют соленую и жесткую добываемую воду. Следовательно, добываемую воду, которую предполагается повторно использовать в последующих операциях по интенсификации добычи, необходимо обрабатывать, чтобы получить воду пригодного качества для приготовления флюидов для гидроразрыва. Однако такая обработка в большинстве случаев оказывается нерентабельной и требует больших временных затрат. Соответственно, требуется разработка других флюидов, пригодных для направления добываемой воды в рециркуляционную систему.

Краткое описание настоящего изобретения

Способ обработки скважины включает формирование флюида для обработки скважин при смешивании ингредиентов, включающих водный флюид, загуститель, сшиватель (агент, образующий поперечные связи) и реологический модификатор, содержащий альдегид. Загуститель сшивается в водном флюиде с использованием сшивателя, при этом сшивка (образование поперечных связей) повышает вязкость флюида для обработки скважин. Способ включает обработку скважины флюидом для обработки скважин, характеризующимся более высокой вязкостью, химическое превращение альдегида после сшивки, при этом образуется кислота, и снижение вязкости сшитого флюида для обработки скважин в присутствии кислоты.

Другой способ обработки скважины включает формирование флюида для обработки скважин при смешивании ингредиентов, включающих водный флюид, загуститель, сшиватель, содержащий цирконий, и реологический модификатор, содержащий глиоксаль. Загуститель сшивается в водном флюиде с использованием сшивателя, при этом сшивка повышает вязкость флюида для обработки скважин. Способ включает обработку скважины флюидом для обработки скважин, характеризующимся более высокой вязкостью, химическое превращение глиоксаля после сшивки, при этом образуется щавелевая кислота, которая разрушает поперечные связи (то есть сшивку), образованные цирконием, и происходит снижение вязкости сшитого флюида для обработки скважин в присутствии щавелевой кислоты.

Флюид для обработки скважин получают с использованием ингредиентов, включающих водный флюид и загуститель и сшиватель, предназначенный для сшивки загустителя в водном флюиде, и следовательно, для повышения вязкости флюида для обработки скважин. Флюид включает реологический модификатор, содержащий альдегид. Флюид для обработки скважин предназначен для химического превращения альдегида после сшивки и следовательно, для образования кислоты, предназначенной для снижения вязкости сшитого флюида для обработки скважин. Флюид для обработки скважин не содержит добавку, замедляющую сшивку альдегидом.

Краткое описание фигур

Ниже описаны некоторые варианты осуществления настоящего изобретения со ссылкой на следующие прилагаемые фигуры.

На фиг. 1-5 представлены графики зависимости вязкости от времени для сшитых флюидов, полученных с использованием реологических модификаторов, как описано в примерах 1-5.

На фиг. 6-10 представлены графики зависимости вязкости от времени для сшитых флюидов, полученных с использованием добываемой воды, как описано в примерах 6-10.

Подробное описание настоящего изобретения

Реологический модификатор, такой как сшитый разжижитель геля, можно получить на основе альдегида, включая диальдегид, например, глиоксаль. Альдегид может медленно и контролируемым способом высвобождать кислоту во флюид для обработки скважин, такой как сшитый гель, снижать вязкость геля в течение времени, достаточного для полного завершения использования флюида для обработки скважин до значительной потери вязкости. Не ограничиваясь какой-либо конкретной теорией, диальдегид может обеспечивать преимущество по сравнению с моноальдегидом, при образовании двухосновной кислоты, такой как щавелевая кислота, способной образовывать хелатные комплексы со сшивателем, разрывая поперечные связи. Реологический модификатор может представлять собой водный раствор альдегида.

Соответственно, способ обработки скважин включает формирование флюида для обработки скважин при смешивании ингредиентов, включающих водный флюид, загуститель, сшиватель и реологический модификатор, содержащий альдегид. Загуститель сшивается в водном флюиде с использованием сшивателя, при этом сшивка повышает вязкость флюида для обработки скважин. Способ включает обработку скважины флюидом для обработки скважин, характеризующимся повышенной вязкостью, и химическое превращение альдегида после сшивки, при этом образуется кислота. Вязкость сшитого флюида для обработки скважин снижается в присутствии кислоты.

Признаки различных способов и композиций, описанных в данном контексте, также могут быть включены в указанный выше способ должным и соответствующим образом. Например, флюид для обработки скважин может не содержать добавку, замедляющую сшивку альдегидом. Другими словами известно, что глиоксаль применяют для получения гелей в качестве добавки, замедляющей сшивку (см. патент US №5160643, принадлежащий фирме Dawson). Тем не менее, флюиды для обработки скважин, описанные в данном контексте, могут не содержать добавку, замедляющую сшивку, или флюид для обработки скважин может включать добавку, замедляющую сшивку, отличающуюся от альдегида, функционирующего, как описано в данном контексте, в качестве разжижителя. Другими словами, реологический модификатор на основе альдегида, описанный в данном контексте, не требует замедления сшивки.

Перед сшивкой альдегид может также подвергаться не значительному химическому превращению. Даже в этом случае, перед сшивкой может происходить несущественное или минимальное химическое превращение альдегида. В зависимости от используемого альдегида, в составе флюида для обработки скважины или в обоих материалах не происходит снижение pH или снижение вязкости до того, как в процессе сшивки не будут наблюдаться химическое превращение альдегида или будут происходить только незначительные химические превращения альдегида.

Химическое преавращение альдегида с образованием кислоты, то есть в случае глиоксаля - с образованием щавелевой кислоты, может включать один или более механизмов реакции, которые полностью не определены в литературе. Даже в этом случае, предполагают, что происходит одна или более последовательных химических реакций, одной из которых может быть окисление альдегида или промежуточного компонента с образованием кислоты. В результате химического превращения глиоксаля вместо щавелевой кислоты или наряду с ней может образоваться другая кислота (кислоты) и/или другой химический реагент (реагенты), которые могут привести к снижению вязкости сшитого флюида для обработки скважин.

Аналогичным образом, снижение вязкости сшитого флюида для обработки скважины в результате образования кислоты может включать один или более не полностью определенных эффектов. Один возможный эффект включает повреждение загустителя, такого как полимер, за счет снижения pH при накоплении кислоты. Другой возможный эффект включает кислоту, которая напрямую взаимодействует с поперечными связями и разрушает их. Два указанных и другие эффекты, которые снижают вязкость в результате образования кислоты, могут действовать в комбинации.

Загуститель может содержать полимер, а сшиватель может содержать катион металла или борат. Способ также включает разрыв поперечных связей, образованных под действием катиона металла или бората, с целью снижения вязкости. Разрыв поперечных связей может включать образование хелатных комплексов катиона металла и кислоты. Катион металла может представлять собой ион циркония или титана. Отсюда следует, снижение вязкости может происходить в ходе постадийного процесса, а именно включающего химическое превращение альдегида, образование кислоты и разрыв в присутствии кислоты поперечных связей, образовавшихся под действием катиона металла или бората. Постадийный процесс может также включать конкуренцию кислоты для образования хелатных комплексов катиона металла с целью разрыва поперечных связей. Следует понимать, что снижение вязкости может происходить в ходе различных процессов, когда поперечные связи не разрушаются.

По сравнению с флюидом для обработки скважины без реологического модификатора, вязкость может снижаться с более высокой скоростью. Численное значение снижения вязкости и период времени, в течение которого происходит снижение, изменяются в зависимости от области применения. Следовательно, скорость снижения также изменяется. При работе в полевых условиях вязкость флюида может достигать высоких значений (как в гелевых пробках), например, несколько сотен сантипуаз (сП, как во флюидах для гидроразрыва), или низких значений, например, несколько сП (как в «скользкой» воде). Следует понимать, что значительное снижение вязкости может наблюдаться в высоковязких флюидах. Флюиды можно также формировать для разрыва в течение 2 сут или для разрыва в течение 2 ч. Даже в этом случае, при осуществлении способов и композиций, описанных в данном контексте вязкость может снижаться с более высокой скоростью по сравнению с известными флюидами и по сравнению с флюидом для обработки скважин, описанным в данном контексте, не содержащим реологический модификатор.

Выбранный альдегид может представлять собой глиоксаль, а кислота представляет собой щавелевую кислоту. Могут также присутствовать промежуточные продукты, образующиеся в процессе химического превращения глиоксаля в щавелевую кислоту, но можно полагать, что они не принимают участие в разрыве поперечных связей катиона металла. Ингредиенты флюида для обработки скважин могут содержать вплоть до 10 мас. % реологического модификатора, например, вплоть до 5 мас. %, например, вплоть до 1 мас. %, например, от приблизительно 0,01 мас. % до приблизительно 0,5 мас. %. Реологический модификатор может представлять собой водный раствор альдегида, такой как 40 мас. % раствор. Флюид для обработки скважин может содержать дополнительные компоненты, которые обычно используют в отдельных областях применения флюидов, таких как применение для гидроразрыва. Примеры включают стабилизатор геля, буферное вещество и т.п. Стабилизатор геля может включать тиосульфат натрия, тиосульфат, алкоксилированный сорбит, сорбит, метанол, формиат и их комбинации. Буферное вещество может включать бикарбонат натрия, бикарбонат, карбонат, гидроксид, ацетат, формиат, гидроксид циркония, карбонат циркония и их комбинации. Флюид для обработки скважин может также содержать диол, такой как этиленгликоль.

Обработка скважины флюидом для обработки скважины может включать гидроразрыв, гравийную набивку, борьбу с выносом песка и другие известные области применения сшитого флюида для обработки скважин. Водный флюид может предпочтительно включать добываемую воду, что позволяет повторно использовать добываемую воду, полученную способом обработки скважины, как описано в разделе Предпосылки создания настоящего изобретения.

Ингредиенты могут дополнительно включать соль циркония, которая будет описана ниже и которая может повышать вязкость флюида до разрыва, причем такой эффект соль циркония может оказывать даже, если водным флюидом является добываемая вода. Соль циркония можно выбрать из группы, включающей гидроксид циркония, карбонат циркония, диоксид циркония и их комбинации. Ингредиенты флюида для обработки скважин могут включать вплоть до 20 мас. % соли циркония, например, вплоть до 5 мас. %, например, от приблизительно 0,01 мас. % до приблизительно 2 мас. %.

Скрытые (латентные) кислоты, такие как сложные эфиры и полимолочная кислота, известны для применения в качестве разжижители замедленного действия. Химическое превращение глиоксаля в щавелевую кислоту происходит с повышенной скоростью при повышенной температуре и повышенном значении pH. Соответственно, можно контролировать скорость высвобождения в окружающей среде флюида для обработки скважин, такого как гель для гидроразрыва. Аналогичными свойствами могут обладать другие диальдегиды.

Другой способ обработки скважин включает формирование флюида для обработки скважин при смешивании ингредиентов, включающих водный флюид, загуститель, содержащий цирконий сшиватель и содержащий глиоксаль реологический модификатор. Загуститель сшивается в водном флюиде с использованием сшивателя, при этом сшивка повышает вязкость флюида для обработки скважин. Способ включает обработку скважины флюидом для обработки скважин, характеризующимся повышенной вязкостью, химическое превращение глиоксаля после сшивки с образованием щавелевой кислоты и разрыв образованных цирконием поперечных связей под действием щавелевой кислоты. Вязкость сшитого флюида для обработки скважин снижается в присутствии щавелевой кислоты.

Преимущества различных способов и композиций, описанных в донном контексте, можно также включить в описанный выше способ в зависимости от обстоятельств и соответствующим образом. Например, флюид для обработки скважин может не содержать добавку, замедляющую сшивку глиоксалем. Разрыв поперечных связей может включать образование хелатных комплексов циркония и щавелевой кислоты. Вместо этого, разрыв поперечных связей может включать снижение величины pH щавелевой кислотой или дополнительно включать такое снижение pH.

Вязкость может снижаться с более высокой скоростью по сравнению с флюидом для обработки скважин, не содержащим реологический модификатор. Водный флюид может представлять собой добываемую воду, а ингредиенты могут дополнительно включать соль циркония, выбранную из группы, включающей гидроксид циркония, карбонат циркония, диоксид циркония и их комбинации.

Следует понимать, что согласно описанным в данном контексте способам флюид для обработки скважин можно описать составом, включающим следующие ингредиенты: водный флюид, загуститель, сшиватель и реологический модификатор, содержащий альдегид. Загуститель и сшиватель предназначены для сшивки загустителя в водном флюиде, что приводит к увеличению вязкости флюида для обработки скважин. Флюид для обработки скважин предназначен для химического превращения альдегида после сшивки и следовательно, для образования кислоты, которая снижает вязкость сшитого флюида для обработки скважин. Флюид для обработки скважин не содержит добавку, замедляющую сшивку альдегидом.

Признаки различных способов и композиций, описанных в данном контексте, также могут быть включены в указанный выше способ должным и соответствующим образом, например, сшиватель может содержать катион металла или борат, а кислота предназначена для разрыва поперечных связей, образованных катионом метала или боратом. Кислота может быть дополнительно предназначена для образования хелатных комплексов с катионом металла и, следовательно, для разрыва поперечных связей. Вместо этого кислота может быть предназначена для снижения pH с последующим разрывом поперечных связей или дополнительно предназначена для такого снижения pH. Альдегид может представлять собой глиоксаль, а кислота - щавелевую кислоту. Водный флюид может представлять собой добываемую воду, а ингредиенты могут дополнительно включать соль циркония. Соль циркония можно выбрать из группы, включающей гидроксид циркония, карбонат циркония, диоксид циркония и их комбинации.

Как указано выше, в составе флюида для обработки скважины предпочтительно использовать соль циркония. Известно, что соль циркония является металлическим денатурирующим агентом и/или бактерицидным агентом для флюидов для обработки скважин, в которых желирующие агенты, такие как полимеры, подвергаются ферментативной или бактериальной деградации (см. заявку US №2008/0287323, авторы Li и др.). Альтернативные варианты применения соли циркония описаны в данном контексте.

Обсуждение температурной стабильности желирующих агентов в условиях температуры в глубине скважины представлено выше в разделе Предпосылки создания настоящего изобретения. В большинстве случаев скорость кислотного гидролиза полимера повышается при повышении температуры, что приводит к снижению pH флюидов для обработки скважин по мере проникновения в глубину скважины. Соль циркония, такая как Zr(OH)4, может быстро растворяться по мере снижения pH и проникновения в глубину скважины. Соответственно, присутствие соли циркония может стабилизировать pH флюида, так как соль циркония диссоциирует с образованием ионов Zr(IV) и гидроксида, или других компонентов, препятствуя снижению величины pH. Затем стабилизированная величина pH также повышает стабильность вязкости, снижая степень кислотного гидролиза.

Соль циркония дополнительно повышает стабильность вязкости, так как ионы Zr(IV) могут также вносить вклад в сшивку загустителя. Таким образом в системе, чувствительной к сшивке цирконием, соль циркония может проявлять двойную функцию.

В действительности, даже если флюиды для обработки скважин, содержащие добываемую воду, с трудом поддаются сшивке, данные наблюдения указывают на то, что системы для сшивки на основе циркония являются совместимыми с применением добываемой воды. С повышением жесткости добываемой воды снижается пригодность используемой добываемой воды, таким образом отрицательное действие жесткости можно снизить при поддерживании pH ниже приблизительно 9, например, ниже приблизительно 8, например, ниже приблизительно 7, включая интервал от приблизительно 6 до приблизительно 5, по крайней мере в процессе сшивки.

Введение буферного вещества для поддержания pH в интервале от приблизительно 5,0 до 6,0 во флюид для обработки скважин, содержащий соль циркония, может обеспечить систему, совместимую с непригодными в иных случаях уровнями РТВ и жесткости в добываемой воде. В случае флюидов для обработки скважин, включающих добываемую воду, величина pH может контролировать жесткость, соль циркония может контролировать величину pH и соль циркония может также поддерживать уровень сшивки.

Следовательно, дополнительный способ обработки скважин включает формирование флюида для обработки скважин при смешивании ингредиентов, включающих добываемую воду, загуститель, сшиватель, содержащий катион металла, реологический модификатор, содержащий альдегид и соль циркония. Добываемая вода содержит всего более 1000 част./млн растворенных твердых веществ (РТВ). Способ включает растворение по крайней мере части соли циркония во флюиде для обработки скважин и стабилизацию pH флюида для обработки скважин с использованием соли циркония. Загуститель сшивается в водном флюиде с использованием сшивателя и растворенного циркония из соли циркония, при этом сшивка повышает вязкость флюида для обработки скважин по сравнению с флюидом для обработки скважин, не содержащим соль циркония. Скважину обрабатывают флюидом для обработки скважин, который обладает повышенной вязкостью.

Альдегид подвергается химическому превращению после сшивки, при этом образуется кислота. Способ включает снижение pH и образование хелатных комплексов катиона металла и растворенного циркония с кислотой, при этом происходит разрыв поперечных связей флюида для обработки скважин. С использованием кислоты вязкость сшитого флюида для обработки скважин снижается по сравнению со сшитым флюидом для обработки скважин, не содержащим реологический модификатор.

Признаки различных способов и композиций, описанных в данном контексте, также могут быть включены в указанный выше способ должным и соответствующим образом. Например, содержание РТВ может составлять более 10000 част./млн, например, более 100000 част./млн, включая более 300000 част./млн. Жесткость, измеренная по эквиваленту СаСО3, может составлять более 20000 част./млн, например, более 40000 част./млн, включая более 60000 част./млн. Альдегид может представлять собой глиоксаль, а кислота - щавелевую кислоту. Соль циркония можно выбрать из группы, включающей гидроксид циркония, карбонат циркония, диоксид циркония и их комбинации.

Следует понимать, что величину pH можно контролировать, чтобы ускорить осуществление различных стадий способа. Например, величину pH в процессе сшивки и применения сшитого флюида для обработки скважин можно поддерживать на уровне приблизительно 7.

В другой системе флюида для обработки скважин данные наблюдений свидетельствуют о том, что снижение величины pH может снижать вязкость предварительно сшитого полиакриламидного геля. Гель содержит гранулы сшитого полиакриламида. Предполагается, что при величине pH, близкой к нейтральной, полиакриламидные цепи, заякоренные на этих гранулах, растягиваются и касаются друг друга, придавая вязкость гелю за счет физического переплетения. Предполагается также, что при снижении pH полиакриламидные цепи снова прижимаются к поверхности гранул, тем самым снижая контактирование цепей друг с другом и снижая вязкость геля. Реологический модификатор, описанный в данном контексте как разжижитель с замедленным действысвобождениемвия, можно использовать для контроля величины pH флюида, что в свою очередь контролирует вязкость флюида.

В разделе Примеры ниже представлены способы и флюиды, описанные в данном контексте, для иллюстрации настоящего изобретения. Краткое описание примеров

Пример 1. Сшитый боратом флюид на основе гуара, полученный при добавлении 0,4 гал./тыс. гал. разжижителя с замедленным высвобождением. См. фиг. 1 и табл. 1.

Пример 2. Сшитый боратом флюид на основе гуара, полученный при добавлении 2 гал./тыс. гал. разжижителя с замедленным высвобождением. См. фиг. 2 и табл. 1.

Пример 3. Сшитый боратом флюид на основе гуара, полученный при добавлении 0,8 гал./тыс. гал. разжижителя с замедленным высвобождением. См. фиг. 3 и табл. 1.

Пример 4. Сшитый цирконием флюид на основе ГЭЦ, полученный при добавлении разжижителя с замедленным высвобождением. См. фиг. 4.

Пример 5. Сшитый цирконием флюид на основе ГЭЦ, полученный при добавлении разжижителя с замедленным высвобождением и реагента, разрушающего продукты окисления. См. фиг. 5.

Пример 6. Сшитый цирконием флюид на основе ГПГ (гидроксипропилгуар), полученный при добавлении добываемой воды. См. фиг. 6 и табл. 4.

Пример 7. Сшитый цирконием флюид на основе ГПГ, полученный при добавлении добываемой воды и при изменении величины pH геля. См. фиг. 7 и табл. 4.

Пример 8. Сшитый цирконием флюид на основе ГПГ, полученный при добавлении добываемой воды и соли циркония. См. фиг. 8 и табл. 4.

Пример 9. Сшитый цирконием флюид на основе ГПГ, полученный при добавлении добываемой воды и метанола. См. фиг. 9 и табл. 4.

Пример 10. Сшитый цирконием флюид на основе КМГЭЦ, полученный при добавлении добываемой воды. См. фиг. 10 и табл. 4.

Пример 1

Сшитый боратом флюид на основе гуара, полученный при добавлении разжижителя с замедленным высвобождением

Использованный разжижитель с замедленным высвобождением включал глиоксаль (40 мас. %-ный глиоксаль в воде), величину pH раствора доводили при добавлении буферного раствора В до приблизительно 7,1-7,2. При добавлении 0,52 мл буферного раствора В в 60 мл раствора глиоксаля величина pH при комнатной температуре (КТ) составляла приблизительно 7,14-7,16. Исходный сшитый боратом флюид на основе гуара (без добавления разжижителя или 0 гал./тыс. гал. разжижителя) получали с использованием водопроводной воды, указанный флюид содержал 30 ф/тыс. гал. (фунтов на 1000 тыс.галлонов) гуара, 1 гал./тыс. гал. агента для стабилизации глин и 2 гал./тыс. гал. боратного сшивателя А. Вязкость при 200°F определяли на визкозиметре Chandler 5550 по методике API RP 39 (методика, рекомендованная американским институтом нефти). Вязкость показана на фиг. 1. Исходную вязкость поддерживали на уровне приблизительно 600 сП.

Согласно другой методике анализа, 0,4 гал./1000 гал. разжижителя добавляли в центр исходного геля в вискозиметре и вязкость измеряли при 200°F аналогичным методом, которая показана на фиг. 1. Вязкость постепенно снижалась от приблизительно 600 сП до приблизительно 100 сП в течение 4 ч.

Пример 2

Сшитый боратом флюид на основе гуара, полученный при добавлении разжижителя с замедленным высвобождением

При повышении дозы разжижителя, например, до 2 гал./тыс. гал, значительно повышается скорость разжижающего действия. На фиг. 2 показана вязкость исходного флюида и флюида, содержащего 2 гал./тыс. гал. Вязкость флюида, содержащего 2 гал./тыс. гал., быстро снижается до приблизительно менее 100 сП.

Пример 3

Сшитый боратом флюид на основе гуара, полученный при добавлении разжижителя с замедленным высвобождением

Другой исходный сшитый боратом флюид на основе гуара (без добавления разжижителя или 0 гал./тыс. гал. разжижителя) получали с использованием водопроводной воды, указанный флюид содержал 25 ф/тыс. гал. гуара, 1 гал./тыс. гал. агента для стабилизации глин, 1,5 гал./тыс. гал. буферного раствора Е и 0,75 гал./тыс. гал. боратного сшивателя В. Вязкость при 200°F определяли на визкозиметре Chandler 5550 по методике API RP 39 (методика, рекомендованная американским институтом нефти). Вязкость показана на фиг. 3. Исходную вязкость поддерживали на уровне приблизительно 400 сП. Согласно другой методике анализа, 0,8 гал./тыс. гал. разжижителя добавляли в центр исходного геля в вискозиметре и вязкость измеряли при 200°F аналогичным методом, которая показана на фиг. 3. Вязкость постепенно снижалась контролируемым образом.

Пример 4

Сшитый цирконием флюид на основе ГЭЦ. полученный при добавлении разжижителя с замедленным высвобождением

Раствор ГЭЦ сшивали с использованием циркониевых сшивателей, при этом получали гель при pH приблизительно 9-10. При добавлении разжижителя в сшитый гель на основе ГЭЦ степень сшивки постепенно снижается, что приводит к постепенному снижению вязкости геля.

Сначала в качестве исходного флюида получали сшитый металлом флюид на основе ГЭЦ без добавления раствора глиоксаля. Для получения флюида в гомогенизатор Уоринга объемом 1 л добавляли 500 мл водопроводной воды, содержащей 2% хлорида калия (KCl). В процессе перемешивания в гомогенизатор добавляли 80 ф/тыс. гал. порошкообразной ГЭЦ (в зависимости от требуемой операции можно добавить большее количество) и гидратировали в течение приблизительно 20 мин. После гидратирования, во флюид можно добавлять соответствующее количество добавок, включая агент для замедления сшивки, стабилизатор геля, такой как тиосульфат натрия, и буферное вещество, такое как гидроксид натрия и т.п., и перемешивать до равномерного диспергирования. Затем добавляли металлический сшиватель, такой как циркониевый сшиватель.

Величина pH полученного таким образом геля составляла приблизительно от 12 до 13 при комнатной температуре. При комнатной температуре вихревая воронка не замыкалась даже через 10 мин. Замедление сшивки во флюиде на основе ГЭЦ зависело от температуры. Сшивку флюида на основе ГЭЦ активировали при нагревании флюида выше определенной температуры. Такое запланированное замедление сшивки снижает потери давления на трение и таким образом, мощность закачивания для доставки флюида на основе ГЭЦ в скважину. Вязкость исходного геля ГЭЦ при 200°F измеряли на визкозиметре типа Fann50. Кривая вязкости представлена на фиг. 4. Вязкость исходного геля ГЭЦ при 200°F медленно снижается от приблизительно 550 сП в начале испытаний до приблизительно 350 сП через 350 мин.

Для оценки разжижающей эффективности раствора глиоксаля (разжижитель) в сшитых металлом флюидах на основе ГЭЦ проводили следующие испытания при 200°F. Сшитый флюид на основе ГЭЦ, содержащий раствор глиоксаля, получали аналогичным способом. Раствор глиоксаля добавляли немедленно перед сшивателем. В одном испытании использовали 2 гал./тыс. гал. раствора глиоксаля. Вязкость полученного геля измеряли аналитическим методом при 200°F на визкозиметре. Как показано на фиг. 4, вязкость геля, полученного с использованием 2 гал./тыс. гал. раствора глиоксаля, при 200°F постепенно снижается до приблизительно 250 сП через 350 мин. В другом испытании использовали гель на основе ГЭЦ аналогичного состава, но добавляли 4 гал./тыс. гал. раствора глиоксаля. Как показано на фиг. 4, при использовании большей дозы раствора глиоксаля (4 гал./тыс. гал.) вязкость геля при 200°F постепенно снижается до приблизительно 200 сП через 350 мин.

Пример 5

Сшитый цирконием флюид на основе ГЭЦ, полученный при добавлении разжижителя с замедленным высвобождением и реагента, разрушающего продукты окисления

Эффективность раствора глиоксаля (разжижителя) оценивали также в сочетании со стандартными реагентами, разрушающими продукты окисления. Кривая вязкости для исходного геля на основе ГЭЦ на фиг. 5 идентична кривой на фиг. 4. Вязкость исходного геля при 200°F медленно снижается от приблизительно 550 сП до приблизительно 350 сП через 350 мин. В испытаниях на разжижающую способность в аналогичный гель на основе ГЭЦ перед добавлением сшивателя добавляли 2 гал./тыс. гал. раствора глиоксаля и 5 гал./тыс. гал. реагента, разрушающего продукты окисления (пероксид магния). Вязкость полученного геля измеряли аналогичным методом при 200°F на визкозиметре, как показано на фиг. 5. Вязкость геля на основе ГЭЦ, содержащего оба компонента: реагент, разрушающий продукты окисления, и раствор глиоксаля, при 200°F постепенно снижается от приблизительно 550 сП в начале испытаний до приблизительно 140 сП через 350 мин.

Пример 6

Сшитый цирконием флюид на основе ГПГ, полученный при добавлении добываемой воды

В этом примере использовали добываемую воду #1, которая была предоставлена нефтепромысловым оператором. Величина pH воды при КТ составляла 5,6. Результаты анализа добываемой воды #1 представлены в таблице 2. Уровень РТВ в воде составлял более 280000 мг/л, а жесткость - более 46000 мг/л.

Для получения флюида в гомогенизатор Уоринга объемом 1 л помещали приблизительно 250 мл добываемой воды #1. Скорость перемешивания регулировали таким образом, чтобы фиксирующая лопасти гайка лишь едва выступала над поверхностью жидкости. При перемешивании в гомогенизотор добавляли 40 ф/тыс. гал. порошкообразного ГПГ. Продолжительность перемешивания обычно составляла более 10 мин. После гидратирования полимера ГПГ при перемешивании в гомогенизатор добавляли 2 ф/тыс. гал. буферного вещества D, 6 гал./тыс. гал. стабилизатора геля А и 1,6 гал./тыс. гал. стабилизатора геля В. И наконец, добавляли 1,6 гал./тыс. гал. циркониевого сшивателя. Величина pH полученного таким образом геля составляла приблизительно 5,7 при КТ. Вязкость при 240°F определяли на визкозиметре Chandler 5550 по методике API RP 39. Кривые вязкости показаны на фиг. 6. Флюид характеризовался достаточно высокой вязкостью более 400 сП непосредственно перед вторым пиком на линейном участке кривой.

Другой флюид получали и испытывали аналогичным способом. При перемешивании в гомогенизатор, содержащий добываемую воду #1, добавляли 50 ф/тыс. гал. порошкообразного ГПГ. После гидратирования полимера ГПГ при перемешивании в гомогенизатор добавляли 2 ф/тыс. гал. буферного вещества D, 6 гал./тыс. гал. стабилизатора геля А и 2 гал./тыс. гал. стабилизатора геля В. И наконец, добавляли 2 гал./тыс. гал. циркониевого сшивателя. Величина pH полученного таким образом геля составляла приблизительно 5,7 при КТ. Вязкость при 240°F определяли аналогичным образом, а кривая вязкости представлена на фиг. 6. Флюид характеризовался достаточно высокой вязкостью более 500 сП непосредственно перед вторым пиком на линейном участке кривой.

Пример 7

Сшитый цирконием флюид на основе ГПГ, полученный при добавлении добываемой воды и изменении величины pH геля

Два сшитых цирконием флюида на основе ГПГ получали с использованием добываемой воды #1. Наблюдали влияние величины pH геля. Для получения первого флюида в гомогенизатор Уоринга помещали приблизительно 250 мл добываемой воды #1. При перемешивании в гомогенизатор добавляли 50 ф/тыс. гал. порошкообразного ГПГ. В ходе гидратирования добавляли некоторое количество буферного вещества С.После гидратирования полимера ГПГ при перемешивании добавляли 6 гал./тыс. гал. стабилизатора геля А и 2 гал./тыс. гал. стабилизатора геля В. Затем добавляли 2 гал./тыс. гал. циркониевого сшивателя. Величина pH полученного таким образом геля составляла 5,2 при КТ. Вязкость при 240°F определяли на визкозиметре Chandler 5550 и кривая вязкости показана на фиг. 7.

Для получения другого флюида при перемешивании в гомогенизатор, содержащий добываемую воду #1, добавляли 50 ф/тыс. гал. порошкообразного полимера ГПГ. После гидратирования полимера ГПГ при перемешивании добавляли, 2 ф./тыс. гал. буферного вещества D, 6 гал./тыс. гал. стабилизатора геля А и 2 гал./тыс. гал. стабилизатора геля В. Затем добавляли 2 гал./тыс. гал. циркониевого сшивателя. Величина pH полученного таким образом геля составляла 5,7 при КТ. Вязкость при 240°F определяли аналогичным методом и кривая вязкости показана на фиг. 7.

Флюид с немного более высокой величиной pH 5,7 характеризовался более стабильным профилем вязкости при 240°F, например, приблизительно через 25 мин, как показано на фиг. 7. Флюид с более низкой величиной pH характеризовался более высокой исходной вязкостью, которая может потребоваться или не потребоваться в нефтепромысловых операциях, но вязкость этого флюида снижалась в течение времени с более высокой скоростью (низкое значение pH может привести к большим повреждениям флюида при высокой температуре), по сравнению с флюидом при pH 5,7. Пример свидетельствует о том, что при выборе надлежащей величины pH флюида повышается его долгосрочная стабильность.

Пример 8

Сшитый цирконием флюид на основе ГПГ, полученный при добавлении добываемой воды и соли циркония

Для получения исходного флюида приблизительно 250 мл добываемой воды #1 помещали в гомогенизатор Уоринга. При перемешивании в гомогенизатор добавляли 50 ф/тыс. гал. порошкообразного ГПГ. В ходе гидратирования добавляли некоторое количество буферного вещества С.После гидратирования полимера ГПГ при перемешивании добавляли 6 гал./тыс. гал. стабилизатора геля А и 2 гал./тыс. гал. стабилизатора геля В. Затем добавляли 2 гал./тыс.гал. циркониевого сшивателя. Величина pH полученного таким образом геля составляла 5,2 при КТ. Вязкость при 240°F определяли на визкозиметре Chandler 5550 и кривая вязкости показана на фиг. 8.

Приблизительно 1 мас. % тонкодисперсного порошкообразного гидроксида циркония (IV) равномерно смешивали с описанным выше исходным гелем, вязкость определяли при 240°F аналогичным методом, и кривая вязкости показана на фиг. 8. Флюид, содержащий 1% гидроксида циркония, характеризовался повышенной вязкостью. Например, через 60 мин вязкость флюида, содержащего 1% гидроксида циркония, приблизительно в 2,7 раза превышала вязкость исходного флюида.

Можно также использовать другие соли циркония, такие как карбонат циркония или диоксид циркония.

Пример 9

Сшитый цирконием флюид на основе ГПГ, полученный при добавлении добываемой воды и метанола

Для получения исходного флюида приблизительно 250 мл добываемой воды #1 помещали в гомогенизатор Уоринга. При перемешивании в гомогенизатор добавляли 50 ф/тыс. гал. порошкообразного ГПГ. В ходе гидратирования добавляли некоторое количество буферного вещества С. После гидратирования полимера ГПГ при перемешивании добавляли 3 гал./тыс. гал. стабилизатора геля А и 2 гал./тыс. гал. стабилизатора геля В. Затем добавляли 2 гал./тыс. гал. циркониевого сшивателя. Величина pH полученного таким образом геля составляла 5,3 при КТ. Вязкость при 240°F определяли на визкозиметре Chandler 5550 и кривая вязкости показана на фиг. 9.

Для оценки влияния метанола, сразу после гидратирования во флюид на основе ГПГ добавляли 7,5 об.% метанола. Затем аналогичным способом добавляли другие добавки. Вязкость при 240°F определяли аналогичным методом и кривая вязкости показана на фиг. 9. Как показано на фиг. 9, метанол в концентрации 7,5 об.% значительно повышает вязкость флюида при 240°F. Следует ожидать, что применение метанола для повышения вязкости является сопоставимым со способами и композициями, описанными в данном контексте и в которых для повышения вязкости также используют соль циркония.

Пример 10

Сшитый цирконием флюид на основе КМГЭЦ, полученный при добавлении добываемой воды

В этом примере использовали добываемую воду #2, которая была получена в полевых условиях и предоставлена нефтепромысловым оператором. Величина pH воды при КТ составляла 5,6. Результаты анализа добываемой воды #2 представлены в таблице 3. Уровень РТВ в воде составлял более 210000 мг/л, а жесткость - более 43000 мг/л.

Для получения флюида 40 ф/тыс. гал. порошкообразной КМГЭЦ гидратировали в добываемой воде #2. После гидратирования полимера при перемешивании добавляли 0,2 гал./тыс. гал. буферного вещества А и 1 гал./тыс. гал. стабилизатора геля В. Затем добавляли 1,4 гал./тыс. гал. циркониевого сшивателя. Величина pH полученного таким образом геля составляла 4,9 при КТ. Вязкость при 200°F определяли на визкозиметре типа Fann50 и кривая вязкости показана на фиг. 10. Флюид характеризовался достаточно высокой вязкостью более 600 сП (при скорости сдвига 100/с) по крайней мере через 2 ч. Следует ожидать, что применение КМГЭЦ является сопоставимым со способами и композициями, описанными в данном контексте и в которых для повышения вязкости также используют соль циркония.

В соответствии с законодательством варианты осуществления настоящего изобретения описаны более или менее конкретным языком в виде структурных и методических признаков. Следует понимать, что варианты осуществления не ограничиваются указанными и описанными конкретными признаками. Следовательно, варианты осуществления настоящего изобретения, заявленные в любых их формах и модификаций в надлежащем объеме прилагаемых пунктов формулы изобретения, следует интерпретировать в соответствии с доктриной эквивалентов.

1. Способ обработки скважины гидроразрывом пласта, включающий следующие стадии:

формирование флюида для обработки скважины при смешивании ингредиентов, включающих водный флюид, загуститель, сшиватель и реологический модификатор, содержащий диальдегид, при этом флюид для обработки скважины не содержит добавку, замедляющую сшивку диальдегидом,

сшивка загустителя в водном флюиде с использованием сшивателя, при этом диальдегид не требует замедления сшивки и сшивка повышает вязкость флюида для обработки скважины до первой вязкости,

обработка скважины флюидом для обработки скважины, характеризующимся первой вязкостью,

химическое превращение диальдегида после сшивки, при этом образуется дикислота, причем диальдегид подвергается незначительному химическому превращению перед сшивкой, и

после обработки скважины снижение вязкости сшитого флюида для обработки скважины до второй вязкости, меньшей, чем первая вязкость, под действием дикислоты.

2. Способ по п. 1, где загуститель включает полимер, а сшиватель включает катион металла или борат, причем способ дополнительно включает разрыв поперечных связей, образованных катионом металла или боратом, чтобы вызвать снижение вязкости.

3. Способ по п. 2, где снижение вязкости происходит в ходе постадийного процесса, включающего превращение альдегида, при этом образуется кислота, которая разрывает поперечные связи, образованные катионом металла или боратом.

4. Способ по п. 1, где вязкость снижается с более высокой скоростью по сравнению с флюидом для обработки скважины, не содержащим реологический модификатор.

5. Способ по п. 1, где диальдегид представляет собой глиоксаль, а дикислота - щавелевую кислоту.

6. Способ по п. 1, где водный флюид представляет собой добываемую воду, а ингредиенты дополнительно включают соединение циркония.

7. Способ по п. 6, где соединение циркония выбирают из группы, состоящей из соли циркония, гидроксида циркония, карбоната циркония, диоксида циркония и их комбинации.

8. Способ обработки скважины гидроразрывом пласта, включающий следующие стадии:

формирование флюида для обработки скважины при смешивании ингредиентов, включающих водный флюид, загуститель, сшиватель, содержащий цирконий, и реологический модификатор, содержащий глиоксаль,

сшивка загустителя в водном флюиде с использованием сшивателя, при этом диальдегид не требует замедления сшивки и сшивка повышает вязкость флюида для обработки скважины до первой вязкости,

обработка скважины флюидом для обработки скважины, характеризующимся первой вязкостью,

химическое превращение глиоксаля после сшивки, при этом образуется щавелевая кислота, причем глиоксаль подвергается незначительному химическому превращению перед сшивкой,

после обработки скважины разрыв поперечных связей, образованных цирконием, под действием щавелевой кислоты и снижение вязкости сшитого флюида для обработки скважины до второй вязкости, меньшей, чем первая вязкость, под действием щавелевой кислоты.

9. Способ по п. 8, где флюид для обработки скважины не содержит добавку, замедляющую сшивку глиоксалем.

10. Способ по п. 8, где вязкость снижается с более высокой скоростью по сравнению с флюидом для обработки скважины, не содержащим реологический модификатор.

11. Способ по п. 8, где водный флюид представляет собой добываемую воду, а ингредиенты дополнительно включают соединение циркония, выбранное из группы, состоящей из соли циркония, гидроксида циркония, карбоната циркония, диоксида циркония и их комбинации.

12. Способ обработки скважины гидроразрывом пласта, включающий следующие стадии:

формирование флюида для обработки скважины при смешивании ингредиентов, включающих добываемую воду, загуститель, сшиватель, содержащий катион металла, и реологический модификатор, содержащий диальдегид, и соединение циркония, причем добываемая вода содержит всего более 1000 част./млн растворенных твердых веществ и флюид для обработки скважины не содержит добавку, замедляющую сшивку диальдегидом,

растворение по крайней мере части соединения циркония во флюиде для обработки скважины,

стабилизация рН флюида для обработки скважины с использованием соединения циркония,

сшивка загустителя в водном флюиде с использованием сшивателя и растворенного циркония из соединения циркония, при этом диальдегид не требует замедления сшивки и сшивка повышает вязкость флюида для обработки скважины по сравнению с флюидом для обработки скважины, не содержащим соединение циркония,

обработка скважины флюидом для обработки скважины, характеризующимся более высокой вязкостью,

химическое превращение диальдегида после сшивки, при этом образуется дикислота,

снижение рН и образование хелатных комплексов катиона металла и растворенного циркония с дикислотой, при этом происходит разрыв поперечных связей флюида для обработки скважины, и с использованием дикислоты снижение вязкости сшитого флюида для обработки скважины по сравнению со сшитым флюидом для обработки скважины, не содержащим реологический модификатор.

13. Способ по п. 12, где диальдегид представляет собой глиоксаль, а дикислота - щавелевую кислоту.

14. Способ по п. 12, где соединение циркония выбирают из группы, состоящей из соли циркония, гидроксида циркония, карбоната циркония, диоксида циркония и их комбинации.

15. Флюид для обработки скважины гидроразрывом пласта, сформированный из ингредиентов, включающих:

водный флюид,

загуститель и сшиватель, предназначенный для сшивки загустителя в водном флюиде и, следовательно, для повышения вязкости флюида для обработки скважины,

реологический модификатор, содержащий диальдегид, причем флюид для обработки скважины предназначен для химического превращения диальдегида после сшивки, при этом образуется дикислота, предназначенная для снижения вязкости сшитого флюида для обработки скважины, и флюид для обработки скважины не содержит добавку, замедляющую сшивку диальдегидом.

16. Флюид по п. 15, где сшиватель содержит катион металла или борат, а дикислота предназначена для разрыва поперечных связей, образованных катионом металла или боратом.

17. Флюид по п. 15, где диальдегид представляет собой глиоксаль, а дикислота - щавелевую кислоту.

18. Флюид по п. 15, где водный флюид представляет собой добываемую воду, а ингредиенты дополнительно включают соединение циркония.

19. Флюид по п. 18, где соединение циркония выбрано из группы, состоящей из соли циркония, гидроксида циркония, карбоната циркония, диоксида циркония и их комбинации.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва пласта. Способ включает этапы, на которых: осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте, вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим закачки предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, и, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, причем во время импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, дополнительно вводят укрепляющий и/или консолидирующий материал в текучую среду гидроразрыва, при этом увеличивают концентрацию укрепляющего и/или консолидирующего материала в импульсе закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, при этом произведение объемной скорости текучей среды (V) гидроразрыва (л/с) на вязкость (μ) текучей среды гидроразрыва (Па*с) не превышает 0,003 Па*л при проведении гидроразрыва.

Изобретение относится к способам гидроразрыва пластов для повышения объемов добычи из них. Способ разрыва подземного пласта содержит закачку несущей жидкости в пласт под давлением, достаточным для создания трещины в пласте, закачку несущей жидкости и частиц проппанта и гранул укрепляющей добавки в трещину, удаление несущей жидкости для формирования множества проппантных кластеров, причем каждый проппантный кластер содержит частицы проппанта и укрепляющую добавку, где проппантный кластер на 50% стабильнее по сравнению с кластером без укрепляющей добавки, размер гранул укрепляющей добавки находится в интервале от 80 до 100% от среднего размера частиц проппанта.

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.

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 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 нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором при естественном режиме, без теплового воздействия.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - снижение скорости гидролиза сульфаминовой кислоты и возможность применения сухокислотного состава при температурах до 90°C без образования вторичных осадков, технологичность приготовления, выражающаяся в возможности дозирования состава при закачке пресной или минерализованной воды в скважину без введения дополнительных компонентов.
Изобретение относится к разработке месторождений газовых гидратов. Технический результат – повышение производительности по газу с минимальной техногенной нагрузкой.
Группа изобретений относится к буровым и цементным растворам, используемым в скважинах и аналогичных сооружениях для добычи полезных ископаемых, для гражданского проектирования и строительства.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления отложений неорганических солей в скважине и нефтепромысловом оборудовании при добыче вязкой и сверхвязкой нефти.

Изобретение относится к способам разработки месторождения сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение эффективности извлечения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем, сокращение материальных затрат при совместной закачке пара и углеводородного растворителя за счет оптимизации соотношения закачки углеводородного растворителя и пара.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва пласта. Способ включает этапы, на которых: осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте, вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим закачки предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, и, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, причем во время импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, дополнительно вводят укрепляющий и/или консолидирующий материал в текучую среду гидроразрыва, при этом увеличивают концентрацию укрепляющего и/или консолидирующего материала в импульсе закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, при этом произведение объемной скорости текучей среды (V) гидроразрыва (л/с) на вязкость (μ) текучей среды гидроразрыва (Па*с) не превышает 0,003 Па*л при проведении гидроразрыва.

Изобретение относится к области геологоразведочного бурения и может быть использовано для восстановления дебита гидрогеологических скважин, снизивших его вследствие выпадения на поверхности фильтра содержащихся в воде солей СаСО3, MgCO3, СаSO4.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - комплексное повышение ингибирующих и гидроизолирующих свойств и устойчивость к воздействию углекислой агрессии на буровой раствор.

Изобретение относится к способам гидроразрыва пластов для повышения объемов добычи из них. Способ разрыва подземного пласта содержит закачку несущей жидкости в пласт под давлением, достаточным для создания трещины в пласте, закачку несущей жидкости и частиц проппанта и гранул укрепляющей добавки в трещину, удаление несущей жидкости для формирования множества проппантных кластеров, причем каждый проппантный кластер содержит частицы проппанта и укрепляющую добавку, где проппантный кластер на 50% стабильнее по сравнению с кластером без укрепляющей добавки, размер гранул укрепляющей добавки находится в интервале от 80 до 100% от среднего размера частиц проппанта.

Изобретение относится к аддукту амина, предназначенному для получения поверхностно-активных веществ. Предлагаемый аддукт амина содержит продукт, полученный путями (1) или (2), или (3). Путь (1) состоит из (а) получения промежуточного продукта присоединения путем нагревания смеси, содержащей по меньшей мере один диен и по меньшей мере один ацил ненасыщенной жирной кислоты, и (б) приведения во взаимодействие указанного промежуточного продукта присоединения с диамином с получением аддукта амина. Путь (2) состоит из (а) приведения во взаимодействие по меньшей мере одного ацила ненасыщенной жирной кислоты с по меньшей мере одним диамином с получением амидоаминового промежуточного продукта и (б) нагревания смеси амидоаминового промежуточного продукта и по меньшей мере одного диена с получением аддукта амина. Путь (3) состоит из приведения во взаимодействие по меньшей мере одного ненасыщенного жирного третичного аминосоединения с по меньшей мере одним диеном с получением аддукта амина. Диен представляет собой (С4-С30) сопряженный диен, выбранный из изопрена, бутадиена, диметилбутадиена и циклических диенов. Диамин имеет структуру (III), где R3 представляет собой двухвалентный углеводородный радикал, возможно замещенный по одному или более атому углерода гидроксилом, более предпочтительно (С2-С6)алкиленовый радикал с прямой цепью или разветвленной цепью, возможно замещенный по одному или более атому углерода гидроксилом, R4 и R5 каждый независимо представляют собой алкил, циклоалкил, арил или аралкил, или могут быть объединены, образуя вместе с атомом азота, к которому они присоединены, 4-8-членное гетероциклическое кольцо. Изобретение относится также к способу получения указанного аддукта амина, поверхностно-активным композициям, содержащим по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, полученное из указанного аддукта амина, способу обработки частиц, способу разрыва подземного пласта и способам повышения нефтеотдачи пласта. Использование предлагаемых аддукта амина и композиций позволяет увеличить нефтеотдачу пласта. 10 н. и 12 з.п. ф-лы, 6 ил., 6 табл., 2 пр.

Изобретение относится к способам и флюидам для обработки скважины с повышением нефтеотдачи. Способ обработки скважины гидроразрывом пласта включает формирование флюида для обработки скважины при смешивании ингредиентов, включающих водный флюид, загуститель, сшиватель и реологический модификатор, содержащий диальдегид, где флюид для обработки скважины не содержит добавку, замедляющую сшивку диальдегидом, сшивку загустителя в водном флюиде с использованием сшивателя, где диальдегид не требует замедления сшивки и сшивка повышает вязкость флюида для обработки скважины до первой вязкости, обработку скважины флюидом для обработки скважины, характеризующимся первой вязкостью, химическое превращение диальдегида после сшивки с образованием дикислоты, причем диальдегид подвергается незначительному химическому превращению перед сшивкой, и после обработки скважины снижение вязкости сшитого флюида для обработки скважины до второй вязкости, меньшей, чем первая вязкость, под действием дикислоты. Способ обработки скважины гидроразрывом пласта включает формирование флюида для обработки скважины при смешивании ингредиентов, включающих водный флюид, загуститель, сшиватель, содержащий цирконий, и реологический модификатор, содержащий глиоксаль, сшивку загустителя в водном флюиде с использованием сшивателя, где диальдегид не требует замедления сшивки и сшивка повышает вязкость флюида для обработки скважины до первой вязкости, обработку скважины флюидом для обработки скважины, характеризующимся первой вязкостью, химическое превращение глиоксаля после сшивки с образованием щавелевой кислоты, причем глиоксаль подвергается незначительному химическому превращению перед сшивкой, после обработки скважины разрыв поперечных связей, образованных цирконием, под действием щавелевой кислоты и снижение вязкости сшитого флюида для обработки скважины до второй вязкости, меньшей, чем первая вязкость, под действием щавелевой кислоты. Способ обработки скважины гидроразрывом пласта включает формирование флюида для обработки скважины при смешивании ингредиентов, включающих добываемую воду, загуститель, сшиватель, содержащий катион металла, и реологический модификатор, содержащий диальдегид, и соединение циркония, причем добываемая вода содержит всего более 1000 част.млн растворенных твердых веществ и флюид для обработки скважины не содержит добавку, замедляющую сшивку диальдегидом, растворение по крайней мере части соединения циркония во флюиде для обработки скважины, стабилизацию рН флюида для обработки скважины с использованием соединения циркония, сшивку загустителя в водном флюиде с использованием сшивателя и растворенного циркония из соединения циркония, где диальдегид не требует замедления сшивки и сшивка повышает вязкость флюида для обработки скважины по сравнению с флюидом для обработки скважины, не содержащим соединение циркония, обработку скважины флюидом для обработки скважины, характеризующимся более высокой вязкостью, химическое превращение диальдегида после сшивки с образованием дикислоты, снижение рН и образование хелатных комплексов катиона металла и растворенного циркония с дикислотой, при этом происходит разрыв поперечных связей флюида для обработки скважины, и с использованием дикислоты снижение вязкости сшитого флюида для обработки скважины по сравнению со сшитым флюидом для обработки скважины, не содержащим реологический модификатор. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 10 ил., 4 табл., 10 пр.

Наверх