Регулирующее вязкость жидкости для гидроразрыва вещество для применения в гидравлическом разрыве пласта

Изобретение относится к обработке подземного пласта нефти или природного газа и может быть использовано при регулировании вязкости жидкости, используемой при гидравлическом разрыве подземного пласта. Регулирующий вязкость агент, применяющийся для регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва пласта, содержит полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество и имеет вид таблетки, где доля полиалкиленоксида в указанном агенте составляет от 30 до 99,99% по массе, количество указанного агента в жидкости для гидроразрыва составляет от 0,01 до 1% по массе, масса таблетки составляет 0,2 г или больше и полиалкиленоксид имеет вязкость от 20 до 1500 мПа⋅с в виде 0,5% по массе водного раствора при 25°C или вязкость от 50 до 80000 мПа⋅с в виде 5% по массе водного раствора при 25°C. Применение таблетки, содержащей полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество, в качестве средства для регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва пласта, где доля полиалкиленоксида в указанном агенте составляет от 30 до 99,99% по массе, количество указанного агента в жидкости для гидроразрыва составляет от 0,01 до 1% по массе, масса таблетки составляет 0,2 г или больше и полиалкиленоксид имеет вязкость от 20 до 1500 мПа⋅с в виде 0,5% по массе водного раствора при 25°C или вязкость от 50 до 80000 мПа⋅с в виде 5% по массе водного раствора при 25°C. Способ регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва пласта, содержащий применение указанной выше таблетки. Жидкость для гидроразрыва пласта, содержащая указанный выше регулирующий вязкость агент, воду, расклинивающий материал и гелеобразующий агент. Способ разработки пласта нефти или природного газа, содержащий выполнение ствола добывающей скважины в пласте, ввод указанной выше жидкости для гидроразрыва в ствол добывающей скважины для выполнения гидроразрыва в части стратиграфического горизонта и добычу нефти или природного газа из ствола добывающей скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 5 н. и 5 з.п. ф-лы, 5 ил., 2 табл., 28 пр.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[0001] Настоящее изобретение относится к регулирующему вязкость жидкости для гидроразрыва веществу для применения в гидравлическом разрыве пласта.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0002] Гидравлический разрыв пласта давно проводится при разработке нефти, природного газа и т.п., и в последнее время применение гидравлического разрыва пласта получает широкое распространение с совершенствованием методик разработки сланцевого газа и сланцевой нефти.

[0003] В гидравлическом разрыве пласта высокое давление подается внутрь скважины для образования разрыва (трещины) в разрабатываемом слое, расклинивающий материал, например, песок вводится в разрыв для предотвращения закрытия разрыва, и создается проход, имеющий высокую проницаемость по газу или нефти, в разрабатываемом слое для добычи газа или нефти. Для подачи высокого давления внутрь скважины нагнетается под давлением высоковязкая жидкость для гидроразрыва с расклинивающим материалом (например, песком), гелеобразующим агентом и т.д., содержащимися в воде.

[0004] Требуется жидкость для гидроразрыва, которая имеет вязкость, обеспечивающую образование нужного разрыва в разрабатываемом слое и перенос в разрыв расклинивающего материала, например, песка. Дополнительно, жидкость для гидроразрыва извлекают из внутреннего пространства ствола скважины после образования разрыва, и поэтому во время извлечения ей требуется уменьшенная вязкость. Таким образом, жидкость для гидроразрыва требуется выполнять имеющей достаточно высокую вязкость при гидроразрыве пласта, и приобретающей уменьшенную вязкость во время извлечения жидкости для гидроразрыва и, следовательно, становящуюся легко извлекаемой.

[0005] Например, патентный документ 1 раскрывает состав на водной основе для применения в качестве жидкости для гидроразрыва, состав на водной основе содержит (1) гидратирующий полимер, (2) пероксо соединение, по существу, с функциональной возможностью генерировать свободные радикалы в количестве, достаточном для уменьшения вязкости водной среды, и (3) источник ионов нитрита. В патентном документе 1 предложена методика, в которой свободные радикалы, генерируемые пероксо соединением, которое уменьшает вязкость состава на водной основе, захватываются источником ионов нитрита для подавления раннего уменьшения вязкости жидкости для гидроразрыва, которая обуславливается пероксо соединением.

ДОКУМЕНТ ИЗВЕСТНОЙ ТЕХНИКИ

ПАТЕНТНЫЙ ДОКУМЕНТ

[0006] Патент Документ 1: Выложенная публикация Japanese Patent Laid-open Publication No. 62-33995

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

ПРОБЛЕМЫ, РЕШАЕМЫЕ ИЗОБРЕТЕНИЕМ

[0007] Вместе с тем, в обычной жидкости для гидроразрыва, раскрытой, например, в Патентном документе 1, уменьшение вязкости жидкости для гидроразрыва может подавляться, но трудно регулировать изменение вязкости жидкости для гидроразрыва в различных вариантах синхронизации.

[0008] Основной задачей настоящего изобретения является создание регулирующего вязкость жидкости для гидроразрыва вещества, которое имеет функциональную взможность обепечивать сохранения высокой вязкости жидкости для гидроразрыва во время создания гидравлического разрыва пласта и приобретает уменьшенную вязкость во время извлечения жидкости для гидроразрыва; жидкости для гидроразрыва содержащей регулирующее вязкость вещество; и способа разработки нефти или природного газа с применением жидкости для гидроразрыва.

СРЕДСТВО РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМ

[0009] Изобретатели провели всесторонние исследования для решения проблем, описанных выше. В результате, изобретатели обнаружили, что регулирующее вязкость вещество, применяемое для регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва, которая подлежит применению в гидравлическом разрыве пласта, содержит полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество и имеет вид таблетки, функционально может обеспечивать сохранение высокой вязкости жидкости для гидроразрыва во время создания гидравлического разрыва пласта и приобретение уменьшенной вязкости жидкостью для гидроразрыва во время ее извлечения из скважины. Настоящее изобретение реализовано с помощью проведения дополнительных исследований на основе данных заключений.

[0010] Настоящее изобретение имеет аспекты, описанные ниже.

Пункт 1. Регулирующее вязкость вещество, которое применяетcя для регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва, применяющейся в гидравлическом разрыве пласта,

регулирующее вязкость вещество содержит полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество и имеет вид таблетки.

Пункт 2. Регулирующее вязкость вещество согласно пункту 1, в котором доля полиалкиленоксида в регулирующем вязкость веществе составляет 30-99,99% по массе.

Пункт 3. Регулирующее вязкость вещество согласно пункту 1 или 2, в котором масса таблетки составляет 0,2 г или больше.

Пункт 4. Регулирующее вязкость вещество согласно любому из пунктов 1-3, в котором полиалкиленоксид имеет вязкость 20-1500 мПа.с, имея вид 0,5% по массе водного раствора при 25°C, или вязкость 50-80000 мПа.с, имея вид 5% по массе водного раствора при 25°C.

Пункт 5. Регулирующее вязкость вещество согласно любому из пунктов 1-4, в котором уменьшающее вязкость вещество является по меньшей мере одним веществом, выбранным из группы, состоящей из генератора радикалов, кислоты и энзима.

Пункт 6. Регулирующее вязкость вещество согласно любому из пунктов 1-5, в котором углеродное число мономерного звена, которое образует полиалкиленоксид имеет значение 2-4.

Пункт 7. Регулирующее вязкость вещество согласно любому из пунктов 1-6, в котором полиалкиленоксид содержит по меньшей мере одно мономерное звено, выбранное из группы, состоящей из этиленоксидного звена, пропиленоксидного звена и бутиленоксидного звена.

Пункт 8. Регулирующее вязкость вещество согласно любому из пунктов 1-7, в котором полиалкиленоксид является по меньшей мере одним веществом, выбранным из группы, состоящей из полиэтиленоксида, полипропиленоксида, полибутиленоксида, блок-coполимера этиленоксида и пропиленоксида, блок-coполимера этиленоксида и бутиленоксида и блок-coполимера пропиленоксида и бутиленоксида.

Пункт 9. Применение таблетки, содержащей полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество, для регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва, применяющейся в гидравлическом разрыве пласта.

Пункт 10. Жидкость для гидроразрыва, которая применяетcя в гидравлическом разрыве пласта, жидкость для гидроразрыва содержит регулирующее вязкость вещество согласно любому из пунктов 1-8, воду, расклинивающий материал и гелеобразующий агент.

Пункт 11. Способ регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва, применяющейся в гидравлическом разрыве пласта, способ включает в себя применение таблетки, содержащей полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество.

Пункт 12. Способ разработки нефти или природного газа, способ включает в себя следующие этапы:

выполнение ствола добывающей скважины в пласте;

ввод жидкости для гидроразрыва согласно пункта 11 в ствол добывающей скважины для выполнения гидроразрыва в части стратиграфического горизонта; и

добычу нефти или природного газа из ствола добывающей скважины.

ПРЕИМУЩЕСТВА ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0011] Согласно настоящему изобретению, предложено регулирующее вязкость жидкости для гидроразрыва вещество, с функциональной взможностью обеспечивать сохранение высокой вязкости жидкости для гидроразрыва во время создания гидравлического разрыва пласта и приобретения уменьшенной вязкости во время извлечения жидкости для гидроразрыва. Дополнительно, согласно настоящему изобретению, предложена жидкость для гидроразрыва, содержащая регулирующее вязкость вещество; и способ разработки нефти или природного газа с применением указанной жидкости для гидроразрыва.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0012] На фиг. 1 показан график зависимости между числом дней хранения жидкостей для гидроразрыва, содержащих регулирующие вязкость вещества, полученные в примерах 1-4 и сравнительных Примерах 1 и 2 при 40°C, и процентом сохранения вязкости.

На фиг. 2 показан график зависимости между числом дней хранения жидкостей для гидроразрыва содержащих регулирующие вязкость вещества, полученные в примерах 1 и 5 и сравнительных Примерах 1-4 при 40°C, и процентом сохранения вязкости.

На фиг. 3 показан график зависимости между числом дней хранения жидкостей для гидроразрыва, содержащих регулирующие вязкость вещества, полученные в примерах 6-8 и сравнительных Примерах 5-9 при 40°C, и процентом сохранения вязкости.

На фиг. 4 показан график зависимости между числом дней хранения жидкостей для гидроразрыва, содержащих регулирующие вязкость вещества, полученные в примерах 8-11 при 40°C, и процентом сохранения вязкости.

На фиг. 5 показан график зависимости между числом дней хранения жидкостей для гидроразрыва, содержащих регулирующие вязкость вещества, полученные в примерах 12-15 и сравнительных Примерах 10-12 при 40°C, и процентом сохранения вязкости.

ВАРИАНТЫ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0013] Регулирующее вязкость вещество согласно настоящему изобретению является регулирующим вязкость веществом, которое применяют для регулирования изменения вязкости жидкости, подлежащей применению в гидравлическом разрыве пласта, регулирующее вязкость вещество содержит полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество и имеет вид таблетки. Ниже в данном документе регулирующее вязкость жидкости для гидроразрыва вещество согласно настоящему изобретению, жидкость для гидроразрыва, и способ добычи нефти или природного газа с применением указанной жидкости для гидроразрыва описаны подробно.

[0014] <Регулирующее вязкость вещество>

Регулирующее вязкость вещество согласно настоящему изобретению является регулирующим вязкость веществом, которое применяют для регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва, подлежащей применению в гидравлическом разрыве пласта. Гидравлический разрыв пласта относится к способу, в котором при добыче, например, нефти или природного газа высокое давление подается внутрь скважины для образования разрыва (трещины) в разрабатываемом слое, расклинивающий материал, например, песок вводится в разрыв для предотвращения закрытия разрыва, и создается проход, имеющий высокую проницаемость по газу или нефти в разрабатываемом слое.

[0015] Жидкость для гидроразрыва является текучей средой, которая применяетcя в гидравлическом разрыве пласта и нагнетается под давлением в скважину, как описано выше. В общем, жидкость для гидроразрыва, которая применяетcя в гидравлическом разрыве пласта, в основном состоит из воды, и содержит расклинивающий материал (проппант), например, песок или гравий, гелеобразующий агент и так далее. Как описано ниже, жидкость для гидроразрыва согласно настоящему изобретению содержит регулирующее вязкость вещество согласно настоящему изобретению.

[0016] Регулирующее вязкость вещество согласно настоящему изобретению содержит полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество, и имеет вид таблетки. Полиалкиленоксид не особенно связан ограничениями, если только содержит алкиленоксид, как мономерное звено, но для эффективного регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва (т.e. обеспечения сохранения высокой вязкости жидкости для гидроразрыва во время создания гидравлического разрыва пласта и приобретения уменьшенной вязкости во время извлечения жидкости для гидроразрыва), полиалкиленоксид предпочтительно имеет вязкость около 20-1500 мПа.с, более предпочтительно около 20-1000 мПа.с, имея вид 0,5% по массе водного раствора при 25°C. По аналогичной причине полиалкиленоксид предпочтительно имеет вязкость 50-80000 мПа.с, более предпочтительно около 100-80000 мПа.с, имея вид 5% по массе водного раствора при 25°C. В настоящем изобретении способ измерения вязкости полиалкиленоксида, имеющего вид 0,5% по массе водного раствора является следующим. В 1-л мерный стакан добавляют 497,5 г ионозамещенной воды, добавляют в нее 2,5 г полиалкиленоксида с перемешиванием, выполняемым при условии окружной скорости 1,0 м/с скорости конца лопасти в виде плоской пластины с шириной 80 мм и длиной 25 мм, и перемешивание продолжается 3 часа для приготовления водного раствора. Полученный водный раствор помещают в термостатную ванну при 25°C на 30 минут или больше, и вязкость измеряют, применяя вращательный вискозиметр В-типа (число оборотов: 12 об/мин, 3 минуты, 25°C). Способ измерения вязкости вещества в виде 5% по массе водного раствора является следующим. В 1-л мерный стакан, добавляют 475,0 г ионозамещенной воды, добавляют в нее 25,0 г полиалкиленоксида при перемешивании, выполняемом при условии окружной скорости 1,0 м/с скорости конца лопасти в виде плоской пластины шириной 80 мм и длиной 25 мм, перемешивание продолжается 3 часа для приготовления водного раствора. Полученный водный раствор помещают в термостатную ванну при 25°C на 30 минут или больше, и вязкость измеряют с применением вращательного вискозиметра В-типа (число оборотов: 12 об/мин, 3 минуты, 25°C).

[0017] Для эффективного регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва углеродное число мономерного звена, которое образует полиалкиленоксид, предпочтительно составляет около 2-4, более предпочтительно около 2-3.

[0018] Алкиленоксидное звено предпочтительно является алифатическим алкиленоксидным звеном с углеродным числом 2-4, например, этиленоксидным звеном, пропиленоксидным звеном или бутиленоксидным звеном, более предпочтительно алифатическим алкиленоксидным звеном с углеродным числом 2-3, например, этиленоксидным звеном или пропиленоксидным звеном. Примеры пропиленоксидного звена включают в себя 1,2-пропиленоксидное звено и 1,3-пропиленоксидное звено. Примеры бутиленоксидного звена включают в себя 1,2-бутиленоксидное звено, 2,3-бутиленоксидное звено и изобутиленоксидное звено. Из данных алкиленоксидных звеньев может входить в состав только одно, или могут входить в состав два или больше данных алкиленоксидных звеньев. Полиалкиленоксид может являться блок-coполимером или статистическим сополимером, содержащим по меньшей мере одно из данных алкиленоксидных звеньев.

[0019] Конкретные примеры особенно предпочтительных полиалкиленоксидов включают в себя полиэтиленоксиды, полипропиленоксиды, полибутиленоксиды, coполимеры этиленоксида и пропиленоксида, coполимеры этиленоксида и бутиленоксида, а также coполимеры пропиленоксида и бутиленоксида. Данные coполимеры могут являться либо блок-coполимерами или статистическими сополимерами. Полиалкиленоксиды могут применятьcя индивидуально или могут применятьcя в комбинации из двух или больше таких веществ.

[0020] Полиалкиленоксид можно производить известным способом или можно применять товарный продукт полиалкиленоксид. Примеры товарного продукта полиалкиленоксида включают в себя PEO-1 (вязкость 5% по массе водного раствора: 50-200 мПа.с), PEO-3 (вязкость 5% по массе водного раствора: 2,500-5,500 мПа.с), PEO-8 (вязкость 0,5% по массе водного раствора: 20-70 мПа.с), PEO-18 (вязкость 0,5% по массе водного раствора: 250-430 мПа.с) и PEO-29 (вязкость 0,5% по массе водного раствора: 800-1000 мПа.с), каждый из которых изготовлен Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited. "PEO" является зарегистрированной торговой маркой, принадлежащей Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited.

[0021] Уменьшающее вязкость вещество не имеет особенных ограничений, если успешно уменьшает вязкость жидкости для гидроразрыва, и примеры такого вещества включают в себя генераторы радикалов, кислоты и энзимы. Уменьшающие вязкость вещества могут применятьcя индивидуально или могут применятьcя в комбинации двух или больше таких веществ. Как описано выше, жидкость для гидроразрыва содержит воду, расклинивающий материал и гелеобразующий агент, и гелеобразующий агент увеличивает вязкость воды. Уменьшающее вязкость вещество имеет функцию уменьшения вязкости жидкости для гидроразрыва, действием на гелеобразующий агент и т.д. в жидкости для гидроразрыва, и может называться разжижителем геля.

[0022] Генератор радикалов (который может рассматриваться, как радикальный инициатор в настоящем описании) для применения в качестве уменьшающего вязкость вещества не имеет особенных ограничений, и можно применять известные генераторы. Конкретные примеры генераторов включают в себя генераторы радикалов на основе азосоединений, например 2,2’-азобис(2,4’-диметилвалеронитрил) (ADVN); пероксиды, например, перекись водорода, соли пероксодисерной кислоты и бутила гидропероксид t; и аммониевые соли пероксомоносерной кислоты, соли щелочных металлов пероксомоносерной кислоты, аммониевые соли динадсерной кислоты, соли щелочных металлов динадсерной кислоты, соли щелочных металлов или соли щелочноземельных металлов гипохлористой кислоты и хлорированные изоцианураты. В варианте где, например, вещество гидратирующего полимера, как описано ниже, применяетcя как гелеобразующий агент в жидкости для гидроразрыва, молекулярная масса вещества гидратирующего полимера уменьшается, поскольку регулирующее вязкость вещество содержит генератор радикалов, и таким образом вязкость жидкости для гидроразрыва можно эффективно уменьшать.

[0023] Кислота для применения в качестве уменьшающего вязкость вещества не имеет особенных ограничений, и можно применять известные кислоты. Конкретные примеры кислот включают в себя хлористоводородную кислоту, серную кислоту и фумаровую кислоту.

[0024] Энзим для применения в качестве уменьшающего вязкость вещества не имеет особенных ограничений, и можно применять известные вещества. Конкретные примеры таких веществ включают в себя α-амилазу, β-амилазу, амилоглюкозидазу, олигоглюкозидазу, сахаразу, мальтазу, целлюлазу и гемицеллюлазу. В варианте, где, например, полисахарид, как описано ниже, применяетcя как гелеобразующий агент в жидкости для гидроразрыва, гликозидная связь в полисахариде гидролизуется, поскольку регулирующее вязкость вещество содержит энзим, и при этом вязкость жидкости для гидроразрыва может эффективно уменьшаться.

[0025] Регулирующее вязкость вещество может содержать другие компоненты в дополнение к полиалкиленоксиду и уменьшающему вязкость веществу, которые не снижают эффекта настоящего изобретения.

[0026] Регулирующее вязкость вещество согласно настоящему изобретению содержит вышеупомянутый полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество, и имеет вид таблетки, при этом уменьшение вязкости жидкости для гидроразрыва можно эффективно регулировать. Так, в жидкости для гидроразрыва таблетка медленно растворяется, при этом вязкость жидкости для гидроразрыва сохраняется высокой в течение заданного периода времени, и по истечении заданного периода времени уменьшающее вязкость вещество диспергируется в жидкости для гидроразрыва, при этом вязкость жидкости для гидроразрыва может уменьшаться. Конкретно, когда регулирующее вязкость вещество согласно настоящему изобретению применяетcя в жидкости для гидроразрыва во время создания разрыва пласта, регулирующее вязкость вещество согласно настоящему изобретению медленно растворяется в жидкости для гидроразрыва, при этом вязкость жидкости для гидроразрыва сохраняется высокой в течение длительного периода времени во время создания гидравлического разрыва пласта. Во время извлечения жидкости для гидроразрыва по истечении заданного периода времени, полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество в таблетке растворены в жидкости для гидроразрыва, и уменьшающее вязкость вещество диспергировано для действия на гелеобразующий агент в жидкости для гидроразрыва, таким образом вязкость жидкости для гидроразрыва можно уменьшить.

[0027] Долю полиалкиленоксида в регулирующем вязкость веществе согласно настоящему изобретению можно надлежащим образом устанавливать согласно заданному периоду времени, за которое вязкость жидкости для гидроразрыва изменяется от высокой вязкости до низкой вязкости, и данная доля составляет предпочтительно около 30-99,99% по массе, более предпочтительно около 50-99,99% по массе, дополнительно предпочтительно около 70-99,9% по массе. Когда доля полиалкиленоксида в регулирующем вязкость веществе увеличивается, дисперсия (растворение) уменьшающего вязкость вещества в жидкости для гидроразрыва становится медленнее, и поэтому период времени до уменьшения вязкости до значения, подходящей для извлечения жидкости для гидроразрыва может увеличиваться. С другой стороны, когда доля полиалкиленоксида в регулирующем вязкость веществе уменьшается, дисперсия (растворение) уменьшающего вязкость вещества в жидкости для гидроразрыва становится быстрее, и поэтому период времени до уменьшения вязкости до значения, подходящего для извлечения жидкости для гидроразрыва, может уменьшаться.

[0028] В регулирующем вязкость веществе согласно настоящему изобретению, массу (размер) таблетки можно надлежащим образом устанавливать согласно заданному периоду времени, за которое вязкость жидкости для гидроразрыва изменяется от высокой вязкости до низкой вязкости, и масса таблетки составляет предпочтительно 0,2 г или больше, более предпочтительно около 0,2-10 г, дополнительно предпочтительно около 0,5-2 г. Когда масса таблетки увеличивается, дисперсия (растворение) уменьшающего вязкость вещества в жидкости для гидроразрыва становится медленнее, и при этом период времени до уменьшения вязкости до значения, подходящего для извлечения жидкости для гидроразрыва, может увеличиваться. С другой стороны, когда масса таблетки уменьшается, период времени до уменьшения вязкости до значения, подходящего для извлечения жидкости для гидроразрыва, может уменьшаться.

[0029] Количество применяемого регулирующего вязкость вещества согласно настоящему изобретению не имеет особенных ограничений, и может назначаться надлежащим образом согласно установленной вязкости назначенной жидкости для гидроразрыва во время создания разрыва пласта и извлечения, и количество применяемого регулирующего вязкость вещества составляет, например, около 0,01-1% по массе, предпочтительно около 0,1-0,5% по массе в жидкости для гидроразрыва.

[0030] В регулирующем вязкость веществе согласно настоящему изобретению расположение полиалкиленоксида и уменьшающего вязкость вещества в таблетке не имеет особенных ограничений, и его примеры включают в себя матричный тип, в котором полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество равномерно диспергированы в таблетке, и тип оболочки с сердечником, где уменьшающее вязкость вещество расположено в центральной части (сердечник) таблетки, и полиалкиленоксид расположен на периферии (оболочка) уменьшающего вязкость вещества. В варианте, где таблетка имеет тип оболочки с сердечником, период времени до уменьшения вязкости до значения, подходящего для извлечения, может увеличиваться, поскольку дисперсия (растворение) уменьшающего вязкость вещества в жидкости для гидроразрыва происходит медленнее в сравнении с матричным типом.

[0031] Регулирующее вязкость вещество согласно настоящему изобретению можно получать смешиванием полиалкиленоксида, уменьшающего вязкость вещества, и других компонентов по необходимости, и отливку под давлением смеси в форме таблетки. Таким образом, регулирующее вязкость вещество можно получать смешиванием полиалкиленоксида, уменьшающего вязкость вещества и других компонентов, при необходимости, для образования состава и отливки под давлением состава в форме таблетки.

[0032] В варианте, например, матричного типа регулирующее вязкость вещество согласно настоящему изобретению можно получать перемешивая до однородного состояния порошок полиалкиленоксида с порошком уменьшающего вязкость вещества, и отливая под давлением смесь в форме таблетки, применяя таблетирующую машину и т.д. В варианте по типу оболочки с сердечником регулирующее вязкость вещество можно получать, располагая порошок уменьшающего вязкость вещества и порошок полиалкиленоксида так, что первый расположен по центру и последний расположен на периферии первого, и выполняя отливку под давлением с применением таблетирующей машины и т.д. Давление таблетирования можно надлежащим образом устанавливать согласно массе (размеру) или т.п. показателям получаемой таблетки.

[0033] Когда регулирующее вязкость вещество согласно настоящему изобретению применяетcя в жидкости для гидроразрыва при гидравлическом разрыве пласта, можно обеспечивать сохранение высокой вязкости жидкости для гидроразрыва во время создания гидравлического разрыва пласта и приобретение уменьшенной вязкости во время извлечения жидкости для гидроразрыва. Поэтому, регулирующее вязкость вещество можно успешно применять для регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва в гидравлическом разрыве пласта.

[0034] <Жидкость для гидроразрыва>

Жидкость для гидроразрыва согласно настоящему изобретению содержит вышеупомянутое регулирующее вязкость вещество, воду, расклинивающий материал (проппант) и гелеобразующий агент. Жидкость для гидроразрыва согласно настоящему изобретению является текучей средой, которая применяетcя в гидравлическом разрыве пласта и нагнетается под давлением в скважину. Вода не имеет особенных ограничений, и может применятьcя, например, грунтовая вода, речная вода, дождевая вода, промышленная вода, вода из городского водопровода или т.п. Доля воды в жидкости для гидроразрыва в нормальных условиях составляет около 90-99% по массе.

[0035] Расклинивающий материал не имеет особенных ограничений, и можно применять расклинивающий материал, который применяют в известной жидкости для гидроразрыва. Примеры расклинивающего материала включают в себя песок, гравий, скорлупу грецких орехов, и минералы, например, тальк и бентонит. Расклинивающие материалы можно применять индивидуально или можно применять в комбинации из двух или больше таких веществ. Доля расклинивающего материала в жидкости для гидроразрыва в нормальных условиях составляет около 0,1-1% по массе.

[0036] Гелеобразующий агент не имеет особенных ограничений, и можно применять гелеобразующий агент, который применяют в известной жидкости для гидроразрыва. Конкретные примеры гелеобразующего агента включают в себя составы гидратирующего полимера, например, полисахариды, полиакриламиды, полиакриламидные coполимеры и полиалкиленоксиды. Полисахарид не имеет особенных ограничений, но является предпочтительно гуаровой смолой, смолой плодоворожкового дерева, карбоксиметилированной смолой, смолой карая, натрийкарбоксиметил гуаром, гидроксиэтил гуаром, гидроксипропил гуаром, натрийгидроксиметил целлюлозой, натрийкарбоксиметилгидроксиэтил целлюлозой, гидроксиметил целлюлозой, гидроксиэтил целлюлозой или т.п. Гелеобразующие агенты можно применять индивидуально, или можно применять в комбинации из двух или больше таких веществ. Доля гелеобразующего агента в жидкости для гидроразрыва в нормальных условиях составляет около 0,1-1% по массе.

[0037] Жидкость для гидроразрыва согласно настоящему изобретению может дополнительно содержать другие добавки, входящие в состав известной жидкости для гидроразрыва, например, сшивающий агент (кросслинкер) и поверхностно-активное вещество (ПАВ). Конкретные примеры кросслинкера включают в себя ионы поливалентных металлов, например, ионы хрома (III), алюминия (III) и титана (IV) и поливалентные анионы, например, бораты.

[0038] Жидкость для гидроразрыва согласно настоящему изобретению можно легко получать смешиванием воды, регулирующего вязкость вещества, расклинивающего материала, гелеобразующего агента и другой добавки, при необходимости. Жидкость для гидроразрыва согласно настоящему изобретению содержит вышеупомянутое регулирующее вязкость вещество, и, следовательно, может успешно применяться, как жидкость для гидроразрыва при гидравлическом разрыве пласта. Дополнительно, как описано ниже, жидкость для гидроразрыва согласно настоящему изобретению можно успешно применять, как жидкость для гидроразрыва, подлежащую нагнетанию под давлением в способе разработки нефти или природного газа.

[0039] Вязкость жидкости для гидроразрыва согласно настоящему изобретению не имеет особенных ограничений, и может являться аналогичной известным жидкостям для гидроразрыва. Вязкость жидкости для гидроразрыва при создании гидроразрыва пласта составляет, например, около 500 - 2000 мПа.с. Вязкость жидкости для гидроразрыва при извлечении жидкости для гидроразрыва составляет, например, 100 мПа.с или меньше. В настоящем изобретении способ измерения вязкости жидкости для гидроразрыва является следующим. Жидкость для гидроразрыва помещают в термостатную ванну при 25°C на 30 минут или больше, и вязкость измеряют, применяя вращательный вискозиметр В-типа (число оборотов: 12 об/мин, 3 минуты, 25°C).

[0040] <Способ разработки нефти или природного газа>

Способ разработки нефти или природного газа согласно настоящему изобретению включает в себя следующие этапы: строительство ствола добывающей скважины в пласте; ввод жидкости для гидроразрыва согласно настоящему изобретению в ствол добывающей скважины для создания гидроразрыва в части стратиграфического горизонта; и добыча нефти или природного газа из ствола добывающей скважины. Этапы строительства добывающей скважины в пласте; ввода жидкости для гидроразрыва в ствол добывающей скважины для создания гидроразрыва в части стратиграфического горизонта; и извлечения нефти или природного газа из ствола добывающей скважины можно выполнять известным способом. В способе разработки нефти или природного газа согласно настоящему изобретению, применяетcя жидкость для гидроразрыва, содержащая регулирующее вязкость вещество согласно настоящему изобретению, и при этом можно обеспечить сохранение жидкостью для гидроразрыва высокой вязкости во время гидроразрыва пласта и приобретение уменьшенной вязкости жидкостью для гидроразрыва во время ее извлечения из скважины. Таким образом способ разработки нефти или природного газа согласно настоящему изобретению обеспечивает эффективную добычу нефти или природного газа.

ПРИМЕРЫ

[0041] Ниже в данном документе, настоящее изобретение описано подробно с помощью примеров и сравнительных примеров. Вместе с тем, настоящее изобретение не ограничено этими примерами.

[0042] [Пример 1]

Сначала 0,5 г полиэтиленоксида (фирменное наименование PEO-29, изготовлен Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited; вязкость 0,5% по массе водного раствора: 825 мПа.с) и 0,0025 г генератора радикалов (радикальный инициатор) ADVN: 2,2’-азобис(2,4’-диметилвалеронитрил) смешали в сухом виде, добавили в ступку с диаметром 10 мм, и таблетировали при давлении 5 кН для получения таблетки регулирующего вязкость вещества (матричный тип). Одну таблетку регулирующего вязкость вещества добавили в 0,5% по массе водный раствор полиэтиленоксида, полученный растворением 2,5 г полиэтиленоксида в 497,5 г воды, при этом получили жидкость для гидроразрыва. Испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении полученной жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени (0-7 дней). Результаты показаны в Таблице 1 (измеренные значения) и фиг. 1 и 2 (графики). Количество генератора радикалов (радикальный инициатор) составляет 1000 промилле на основе количества полиэтиленоксида в водном растворе полиэтиленоксида.

[0043] <Способ измерения вязкости>

В примерах и сравнительных примерах вязкость полиэтиленоксида, используемого в регулирующем вязкость веществе, измеряли следующим способом. В 1-л мерный стакан добавили 497,5 г ионозамещенной воды, 2,5 г образца добавили в воду с перемешиванием при условии окружной скорости 1,0 м/с скорости конца лопасти в виде плоской пластины с шириной 80 мм и длиной 25 мм, перемешивание продолжалось 3 часа для приготовления водного раствора. Полученный водный раствор помещали в термостатную ванну при 25°C на 30 минут или больше, и вязкость измеряли с применением вращательного вискозиметра В-типа (число оборотов: 12 об/мин, 3 минуты, 25°C).

Вязкость жидкости для гидроразрыва, полученной в каждом из примеров и сравнительных примеров, измеряли следующим способом. Жидкость для гидроразрыва поместили в термостатную ванну при 25°C на 30 минут или больше, и вязкость измеряли с применением вращательного вискозиметра В-типа (число оборотов: 12 об/мин, 3 минуты, 25°C).

[0044] <Способ измерения Процента сохранения вязкости>

В примерах и сравнительных примерах процент сохранения вязкости (процент уменьшения вязкости) измеряли следующим способом. Вязкость жидкости для гидроразрыва, полученной в каждом из примеров и сравнительных примеров (вязкость A), определили, как вязкость на день 0. Вязкость жидкости для гидроразрыва по истечении заданного периода времени хранения при 40°C измеряли способом, аналогичным примененному в случае дня 0 (вязкость B). Процент сохранения вязкости вычисляли из следующего уравнения, применяя вязкость A и вязкость B.

вязкость B/вязкость A × 100 = процент сохранения вязкости (%)

[0045] [Пример 2]

За исключением того, что генератор радикалов (радикальный инициатор) расположили в центральной части (сердечник) таблетки, и полиэтиленоксид расположили на периферии (оболочка) генератора радикалов (радикальный инициатор) для получения таблетки (тип оболочки с сердечником), выполняли процедуру аналогичную примеру 1 для получения регулирующего вязкость вещества. Затем способом аналогичным описанному в примере 1, испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 2, при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и на фиг. 1.

[0046] [Пример 3]

За исключением того, что применили 0,5 г полиэтиленоксида (фирменное наименование PEO-18, изготовлен Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited; вязкость 0,5% по массе водного раствора: 250 мПа.с) в подготовке регулирующего вязкость вещества, выполняли процедуру аналогичную показанной в примере 1, для получения регулирующего вязкость вещества. Затем способом, аналогичным описанному в примере 1, испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 3, при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и на фиг. 1.

[0047] [Пример 4]

За исключением того, что генератор радикалов (радикальный инициатор) расположили в центральной части (сердечник) таблетки, и полиэтиленоксид расположили на периферии (оболочка) генератора радикалов (радикальный инициатор) для получения таблетки (тип оболочки с сердечником), выполняли процедуру, аналогичную описанной в примере 3 для получения регулирующего вязкость вещества. Затем, способом аналогичным описанному в примере 1, испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 4, при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и на фиг. 1.

[0048] [Пример 5]

За исключением того, что генератор радикалов (радикальный инициатор) заменили с 0,0025 г ADVN: 2,2’-азобис(2,4’-диметилвалеронитрил на 0,0025 г пероксидисульфата аммония, в приготовлении регулирующего вязкость вещества, выполняли процедуру, аналогичную описанной в примере 1 для получения регулирующего вязкость вещества. Затем способом, аналогичным описанному в примере 1, испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 5, при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и на фиг. 2.

[0049] [Сравнительный Пример 1]

В 497,5 г воды растворили 2,5 г полиэтиленоксида (фирменное наименование PEO-29, изготовлен Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited; вязкость 0,5% по массе водного раствора: 825 мПа.с) для получения 0,5% по массе водного раствора полиэтиленоксида, как жидкости для гидроразрыва, и изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва испытывали при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и фиг. 1 и 2.

[0050] [Сравнительный Пример 2]

В 497,5 г воды растворили 2,5 г полиэтиленоксида (фирменное наименование PEO-29, изготовлен Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited; вязкость 0,5% по массе водного раствора: 825 мПа.с) для получения 0,5% по массе водного раствора полиэтиленоксида, и в данный раствор добавили 0,0025 г генератора радикалов (радикальный инициатор) ADVN: 2,2’-азобис(2,4’-диметилвалеронитрил) для получения жидкости для гидроразрыва. Изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва при 40°C испытывали за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и фиг. 1 и 2. Количество генератора радикалов (радикальный инициатор) составляет 1000 промилле на основе количества полиэтиленоксида в водном растворе полиэтиленоксида.

[0051] [Сравнительный Пример 3]

В 497,5 г воды растворили 2,5 г полиэтиленоксида (фирменное наименование PEO-29 изготовлен Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited; вязкость 0,5% по массе водного раствора: 825 мПа.с) для получения 0,5% по массе водного раствора полиэтиленоксида и в данный раствор добавили 0,0025 г пероксидисульфата аммония для получения жидкости для гидроразрыва. Изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва при 40°C испытывали за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и на фиг. 2. Количество пероксидисульфата аммония составляет 1000 промилле на основе количества полиэтиленоксида в водном растворе полиэтиленоксида.

[0052] [Сравнительный Пример 4]

Сначала 0,5 г поливинилового спирта (KURARAY POVAL PVA-403 (фирменное наименование) изготовлен KURARAY CO., LTD.) и 0,0025 г пероксидисульфата аммония смешали в сухом виде, добавили в ступку с диаметром 10 мм, и таблетировали при давлении 5 кН для получения таблетки регулирующего вязкость вещества (матричный тип). Одну таблетку регулирующего вязкость вещества добавили в 0,5% по массе водный раствор полиэтиленоксида, полученный растворением 2,5 г полиэтиленоксида в 497,5 г воды, при этом получили жидкость для гидроразрыва. Испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении полученной жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени (0-7 дней). Результаты показаны в Таблице 1 и на фиг. 2. Количество генератора радикалов (радикальный инициатор) составляет 1000 промилле на основе количества полиэтиленоксида в водном растворе полиэтиленоксида.

[0053] [Пример 6]

Сначала 0,5 г полиэтиленоксида (фирменное наименование PEO-29, изготовлен Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited; вязкость 0,5% по массе водного раствора: 825 мПа.с), и 0,0025 г генератора радикалов (радикальный инициатор) ADVN: 2,2’-азобис(2,4’-диметилвалеронитрил) смешали в сухом виде, добавили в ступку с диаметром 10 мм, и таблетировали при давлении 5 кН для получения таблетки регулирующего вязкость вещества (матричный тип). Одну таблетку регулирующего вязкость вещества добавили в 0,5% по массе водного раствора гуаровой смолы, полученные растворением 2,5 г гуаровой смолы (изготовлен Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) в 497,5 г воды, при этом получили жидкость для гидроразрыва. Испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении полученной жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени (0-7 дней). Результаты показаны в Таблице 1 и на фиг. 3. Количество генератора радикалов (радикальный инициатор) составляет 1000 промилле на основе количества гуаровой смолы в водном растворе гуаровой смолы.

[0054] [Пример 7]

За исключением того, что генератор радикалов (радикальный инициатор) сменили с 0,0025 г ADVN: 2,2’-азобис(2,4’-диметилвалеронитрил) на 0,0025 г пероксидисульфата аммония в приготовлении регулирующего вязкость вещества, выполняли процедуру аналогичную описанной в примере 6 для получения регулирующего вязкость вещества. Затем, способом, аналогичным описанному в примере 6, испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 7 при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и на фиг. 3. Количество пероксидисульфата аммония составляет 1000 промилле на основе количества гуаровой смолы в водном растворе гуаровой смолы.

[0055] [Пример 8]

За исключением того, что количество пероксидисульфата аммония изменили с 0,0025 г на 0,000625 г, в приготовлении регулирующего вязкость вещества, выполняли процедуру, аналогичную описанной в примере 7 для получения регулирующего вязкость вещества. Затем, способом, аналогичным описанному в Пример 6, испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 8, при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и фиг. 3 и 4. Количество пероксидисульфата аммония составляет 250 промилле на основе количества гуаровой смолы в водном растворе гуаровой смолы.

[0056] [Пример 9]

В приготовлении регулирующего вязкость вещества 0,25 г полиэтиленоксида (фирменное наименование PEO-29, изготовлен Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited; вязкость 0,5% по массе водного раствора: 825 мПа.с) и 0,000625 г пероксидисульфата аммония смешали в сухом виде, добавили в ступку диаметром 5 мм, и таблетировали при давлении 5 кН для получения таблетки регулирующего вязкость вещества (матричный тип). Затем, способом, аналогичным описанному в примере 6, испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 9 при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и на фиг. 4. Количество пероксидисульфата аммония составляет 250 промилле на основе количества гуаровой смолы в водном растворе гуаровой смолы.

[0057] [Пример 10]

В приготовлении регулирующего вязкость вещества 1,0 г полиэтиленоксида (PEO-29 фирменное наименование, изготовлен Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited; вязкость 0,5% по массе водного раствора: 825 мПа.с) и 0,000625 г пероксидисульфата аммония смешали в сухом виде, добавили в ступку с диаметром 10 мм, и таблетировали при давлении 5 кН для получения таблетки регулирующего вязкость вещества (матричный тип). Затем способом, аналогичным описанному в Пример 6, испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 10 при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и на фиг. 4. Количество пероксидисульфата аммония составляет 250 промилле на основе количества гуаровой смолы в водном растворе гуаровой смолы.

[Пример 11] В приготовлении регулирующего вязкость вещества 0,125 г полиэтиленоксида (PEO-29 фирменное наименование изготовлен Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited; вязкость 0,5% по массе водного раствора: 825 мПа.с) и 0,000625 г пероксидисульфата аммония смешали в сухом виде, добавили в ступку диаметром 5 мм, и таблетировали при давлении 5 кН для получения таблетки регулирующего вязкость вещества (матричный тип). Затем способом, аналогичным описанному в примере 6, испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 11 при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 1 и на фиг. 4. Количество пероксидисульфата аммония составляет 250 промилле на основе количества гуаровой смолы в водном растворе гуаровой смолы.

[0058] [Сравнительный Пример 5]

В 497,5 г воды растворили 2,5 г гуаровой смолы (изготовлено Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) для получения 0,5% по массе водного раствора гуаровой смолы, как жидкости для гидроразрыва, и испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 3.

[0059] [Сравнительный Пример 6]

В 497,5 г воды растворили 2,5 г гуаровой смолы (изготовлено Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) для получения 0,5% по массе водного раствора гуаровой смолы, и в данный раствор добавили 0,0025 г генератора радикалов (радикальный инициатор) ADVN: 2,2’-азобис(2,4’-диметилвалеронитрил) для получения жидкости для гидроразрыва. Испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 3. Количество генератора радикалов (радикальный инициатор) составляет 1000 промилле на основе количества гуаровой смолы в водном растворе гуаровой смолы.

[0060] [Сравнительный Пример 7]

В 497,5 г воды растворили 2,5 г гуаровой смолы (изготовлено Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) для получения 0,5% по массе водного раствора гуаровой смолы, и в данный раствор добавили 0,0025 г пероксидисульфата аммония для получения жидкости для гидроразрыва. Испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 3. Количество пероксидисульфата аммония составляет 1000 промилле на основе количества гуаровой смолы в водном растворе гуаровой смолы.

[0061] [Сравнительный Пример 8]

Сначала 0,5 г поливинилового спирта (KURARAY POVAL PVA-403 (фирменное наименование) изготовлен KURARAY CO., LTD.) и 0,0025 г генератора радикалов (радикальный инициатор) ADVN: 2,2’-азобис(2,4’-диметилвалеронитрил) смешали в сухом виде, добавили в ступку с диаметром 10 мм, и таблетировали при давлении 5 кН для получения таблетки регулирующего вязкость вещества (матричный тип). Одну таблетку регулирующего вязкость вещества добавили в 0,5% по массе водного раствора гуаровой смолы, полученный растворением 2,5 г гуаровой смолы (изготовлен Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) в 497,5 г воды, при этом получили жидкость для гидроразрыва. Испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении полученной жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени (0-7 дней). Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 3. Количество генератора радикалов (радикальный инициатор) составляет 1000 промилле на основе количества гуаровой смолы в водном растворе гуаровой смолы.

[0062] [Сравнительный Пример 9]

Сначала 0,5 г поливинилового спирта (фирменное наименование KURARAY POVAL PVA-403, изготовлен KURARAY CO., LTD.) и 0,0025 г пероксидисульфата аммония смешали в сухом виде, добавили в ступку с диаметром 10 мм и таблетировали при давлении 5 кН для получения таблетки регулирующего вязкость вещества (матричный тип). Одну таблетку регулирующего вязкость вещества добавили в 0,5% по массе водного раствора гуаровой смолы, полученного растворением 2,5 г гуаровой смолы (изготовлен Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) в 497,5 г воды, при этом получили жидкость для гидроразрыва. Испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении полученной жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени (0-7 дней). Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 3. Количество пероксидисульфата аммония составляет 1000 промилле на основе количества гуаровой смолы в водном растворе гуаровой смолы.

[0063] [Пример 12]

Сначала 0,5 г полиэтиленоксида (PEO-29 фирменное наименование изготовлен Sumitomo Seika Chemicals Company, Limited; вязкость 0,5% по массе водного раствора: 825 мПа.с) и 0,0025 г генератора радикалов (радикальный инициатор) ADVN: 2,2’-азобис(2,4’-диметилвалеронитрил) смешали в сухом виде, добавили в ступку с диаметром 10 мм, и таблетировали при давлении 5 кН для получения таблетки регулирующего вязкость вещества (матричный тип). Одну таблетку регулирующего вязкость вещества добавили в гель гуаровой смолы, полученный растворением 2,5 г гуаровой смолы (изготовлено Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) и 0,25 г тетрабората натрия (безводный, изготовлен Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) в 497,5 г воды, при этом получили жидкость для гидроразрыва. Испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении полученной жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени (0-7 дней). Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 5. Количество генератора радикалов (радикальный инициатор) составляет 1000 промилле на основе количества гуаровой смолы в геле гуаровой смолы.

[0064] [Пример 13]

За исключением того, что генератор радикалов (радикальный инициатор) изменили с 0,0025 г ADVN: 2,2’-азобис(2,4’-диметилвалеронитрил) на 0,0025 г пероксидисульфата аммония в приготовлении регулирующего вязкость вещества, выполняли процедуру, аналогичную описанной в примере 12, для получения регулирующего вязкость вещества. Затем способом, аналогичным описанному в примере 12, испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 13 при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 5. Количество пероксидисульфата аммония составляет 1000 промилле на основе количества гуаровой смолы в геле гуаровой смолы.

[0065] [Пример 14]

За исключением того, что количество пероксидисульфата аммония изменили с 0,0025 г на 0,000625 г в приготовлении регулирующего вязкость вещества, выполняли процедуру, аналогичную описанной в примере 12, для получения регулирующего вязкость вещества. Затем, способом, аналогичным описанному в примере 12, испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 14 при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 5. Количество пероксидисульфата аммония составляет 250 промилле на основе количества гуаровой смолы в геле гуаровой смолы.

[0066] [Пример 15]

За исключением того, что количество пероксидисульфата аммония измененили на 0,00025 г в приготовлении регулирующего вязкость вещества, выполняли процедуру, аналогичную описанной В примере 13 для получения регулирующего вязкость вещества. Затем способом аналогичным описанному в Пример 13, испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва, полученной в примере 17 при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 5. Количество пероксидисульфата аммония составляет 100 промилле на основе количества гуаровой смолы в геле гуаровой смолы.

[0067] [Сравнительный Пример 10]

В 497,5 г воды растворили 2,5 г гуаровой смолы (изготовлена Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) и 0,25 г тетрабората натрия (безводный, изготовлен Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) для получения 0,5% по массе геля гуаровой смолы, как жидкости для гидроразрыва, и испытывали изменения вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 5.

[0068] [Сравнительный Пример 11]

В 497,5 г воды растворили 2,5 г гуаровой смолы (изготовлен Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) и 0,25 г тетрабората натрия (безводный, изготовлен Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) для получения 0,5% по массе геля гуаровой смолы, и в данный гель добавили 0,0025 г пероксидисульфата аммония для получения жидкости для гидроразрыва. Испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени. Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 5. Количество генератора радикалов (радикальный инициатор) составляет 1000 промилле на основе количества гуаровой смолы в геле гуаровой смолы.

[0069] [Сравнительный Пример 12]

Сначала 0,5 г поливинилового спирта (фирменное наименование KURARAY POVAL PVA-403 изготовлен KURARAY CO., LTD.) и 0,0025 г пероксидисульфата аммония смешали в сухом виде, добавили в ступку с диаметром 10 мм, и таблетировали при давлении 5 кН для получения таблетки регулирующего вязкость вещества (матричный тип). Одну таблетку регулирующего вязкость вещества добавили в 0,5% по массе гель гуаровой смолы, полученный растворением 2,5 г гуаровой смолы (изготовлена Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) и 0,25 г тетрабората натрия (безводный, изготовлен Wako Pure Chemical Industries, Ltd.) в 497,5 г воды, при этом получили жидкость для гидроразрыва. Испытывали изменение вязкости и процент сохранения вязкости при хранении полученной жидкости для гидроразрыва при 40°C за некоторый период времени (0-7 дней). Результаты показаны в Таблице 2 и на фиг. 5. Количество пероксидисульфата аммония составляет 1000 промилле на основе количества гуаровой смолы в геле гуаровой смолы.

Таблица 1
Состав жидкости
для гидроразрыва
Концентрация уменьшающего вязкость вещества В форме таблетки
0,5 г/ϕ 10 мм
Вязкость при хранении
при 40°C (мПа.с)
Степень сохранения
вязкости (%)
Состав компонентов иной, чем регулирующее вязкость вещество Состав регулирующего вязкость вещества День 0 День 1 День 2 День 3 День 4 День 5 День 7 День 0 День 1 День 2 День 3 День 4 День 5 День 7
Пример
1
0,5% Водный раствор полиэтилен оксида Полиэтиленоксид вязкость
825 мПа.с + радикальный инициатор (ADVN)
1000
промилле
Матрица 825 775 665 360 175 85 70 100,0 93,9 80,6 43,6 21,2 10,3 8,5
Пример
2
0,5% Водный раствор полиэтилен оксида Полиэтилен оксид вязкость
250 мПа.с + радикальный инициатор (ADVN)
1000 промилле Сердечник с оболочкой 825 785 700 625 510 365 250 100,0 95,2 84,8 75,8 61,8 44,2 30,3
Пример
3
0,5% Водный раствор полиэтилен оксида Полиэтилен оксид вязкость
250 мПа.с + радикальный инициатор (ADVN)
1000 промилле Матрица 825 700 450 135 55 35 25 100,0 84,8 54,5 16,4 6,7 4,2 3,0
Пример
4
0,5% Водный раствор полиэтилен оксида Полиэтилен оксид вязкость
250 мПа.с + радикальный инициатор (ADVN)
1000 промилле Сердечник с оболочкой 825 765 580 260 90 40 25 100,0 92,7 70,3 31,5 10,9 4,8 3,0
Пример
5
0,5% Водный раствор полиэтилен оксида Полиэтилен оксид вязкость
825 мПа.с + перокси дисульфат аммония
1000 промилле Матрица 785 690 340 100 40 15 0 100,0 87,9 43,3 12,7 5,1 1,9 0,0
Сравни-тельныйпример 1 0,5% Водный раствор полиэтилен оксида Нет - - 825 785 735 700 690 685 660 100,0 95,2 89,1 84,8 83,6 83,0 80,0
Сравни-тельный
пример 2
0,5% Водный раствор полиэтилен оксида Только радикальный инициатор (ADVN) 1000 промилле Добавлен
напрямую
825 285 85 35 10 0 0 100,0 34,5 10,3 4,2 1,2 0,0 0,0
Сравни-
тельный
пример 3
0,5% Водный раствор полиэтилен оксида Только перокси
дисульфат
аммония
1000 промилле Добавлен
напрямую
790 190 70 30 0 0 0 100,0 24,1 8,9 3,8 0,0 0,0 0,0
Сравни-тельный
пример 4
0,5% Водный раствор полиэтилен оксида ПВС
+ перокси
дисульфат
аммония
1000
промилле
Матрица 780 415 195 80 0 0 0 100,0 53,2 25,0 10,3 0,0 0,0 0,0
Пример
6
0,5% Водный раствор гуаровой смолы Полиэтилен оксид вязкость
250 мПа.с + радикальный инициатор (ADVN)
1000 промилле Матрица 460 460 445 85 60 35 0 100,0 100,0 96,7 18,5 13,0 7,6 0,0
Пример
7
0,5% Водный раствор гуаровой смолы Полиэтилен оксид вязкость
825 мПа.с + перокси
дисульфат
аммония
1000 промилле Матрица 520 415 85 0 0 0 0 100,0 79,8 16,3 0,0 0,0 0,0 0,0
Пример
8
0,5% Водный раствор гуаровой смолы Полиэтилен оксид вязкость
825 мПа.с + перокси
дисульфат
аммония
250
промилле
Матрица 460 405 300 165 65 15 0 100,0 88,0 65,2 35,9 14,1 3,3 0,0
Пример
9
0,5% Водный раствор гуаровой смолы Полиэтилен оксид вязкость
825 мПа.с + перокси
дисульфат
аммония
250
промилле
Матрица
0,25 г/ϕ 5мм
430 355 235 70 25 0 0 100,0 82,6 54,7 16,3 5,8 0,0 0,0
Пример
10
0,5% Водный раствор гуаровой смолы Полиэтилен оксид вязкость
825 мПа.с + перокси
дисульфат
аммония
250 промилле Матрица
1,0 г/ϕ 10 мм
460 460 385 265 130 25 0 100,0 100,0 83,7 57,6 28,3 5,4 0,0
Пример
11
0,5% Водный раствор гуаровой смолы Полиэтилен оксид
вязкость
825 мПа.с + перокси
дисульфат
аммония
250 промилле Матрица
0,125 г/
ϕ 5 мм
435 270 140 40 0 0 0 100,0 62,1 32,2 9.2 0,0 0,0 0,0

Таблица 2
Состав жидкости
для гидроразрыва
Концент-рация умень-шающего вязкость вещества В форме таблетки Вязкость при хранении
при 40°C (мПа.с)
Степень сохранения
вязкости (%)
Состав компонентов иной, чем регулирующее вязкость вещество Состав регулирующего вязкость вещества День 0 День 1 День 2 День 3 День 4 День 5 День 7 День 0 День 1 День 2 День 3 День 4 День 5 День 7
Сравни-
тельный
пример
5
0,5% Водный раствор гуаровой смолы Нет - - 520 465 470 435 420 405 350 100,0 89,3 90,4 83,7 80,8 77,9 67,3
Сравни-
тельный
пример 6
0,5% Водный раствор гуаровой смолы Только радикальный инициатор (ADVN) 1000
промилле
Добавлен
напрямую
540 195 0 0 0 0 0 100,0 36,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Сравни-
тельный
пример
7
0,5% Водный раствор гуаровой смолы Только перокси
дисульфат
аммония
1000
промилле
Добавлен
напрямую
470 40 0 0 0 0 0 100,0 8,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Сравни-
тельный
пример 8
0,5% Водный раствор гуаровой смолы ПВС
+ радикальный инициатор (ADVN)
1000
промилле
Матрица
0,5 г/
ϕ 5 мм
570 230 55 0 0 0 0 100,0 40,4 9,6 0,0 0,0 0,0 0,0
Сравни-
тельный
пример 9
0,5% Водный раствор гуаровой смолы ПВС
+ перокси
дисульфат
аммония
1000
промилле
Матрица 0,5 г/
ϕ 5 мм
565 150 40 0 0 0 0 100,0 26,5 7,1 0,0 0,0 0,0 0,0
Пример
12
0,5% Водный
Раствор гуаровой смолы + 0,05% Тетраборат
натрия
Полиэтилен оксид вязкость 250 мПа.с +
радикальный инициатор (ADVN)
1000
промилле
Матрица
0,5 г/
ϕ 5 мм
23,800 20,800 18,200 13,200 6,800 2,100 0 100,0 87,4 76,5 55,5 28,6 8.8 0,0
Пример
13
0,5% Водный раствор гуаровой смолы + 0,05% Тетраборат натрия Полиэтилен оксид вязкость 825 мПа.с + перокси дисульфат аммония 1000
промилле
Матрица
0,5 г/
ϕ 5 мм
25,600 20,600 11,600 2,660 700 0 0 100,0 80,5 45,3 10,4 2,7 0,0 0,0
Пример
14
0,5% Водный Раствор гуаровой смолы + 0,05% Тетраборат натрия Полиэтилен оксид
вязкость
825 мПа.с + перокси дисульфат аммония
250
промилле
Матрица
0,5 г/
ϕ 5 мм
25,300 24,000 21,700 18,200 10,000 3,500 65 100,0 94,9 85,8 71,9 39,5 13,8 0,3
Пример
15
0,5% Водный раствор гуаровой смолы + 0,05% Тетраборат натрия Полиэтилен оксид вязкость 825 мПа.с + перокси
дисульфат
аммония
100
промилле
Матрица
0,5 г/
ϕ 5 мм
26,000 25,600 23,800 21,800 15,500 5,380 800 100,0 98,5 91,5 83,8 59,6 20,7 3,1
Сравни-
тельный
пример 10
0,5%
Водный
раствор
гуаровой
смолы + 0,05%
Тетраборат
натрия
Нет - - 26,800 26,800 26,800 23,700 18,400 13,000 10,700 100,0 100,0 100,0 88,4 68,7 48,5 39,9
Сравни-
тельный
пример 11
0,5% Водный Раствор гуаровой смолы + 0,05% Тетраборат натрия только
перокси
дисульфат
аммония
1000 промилле Добавлен
напрямую
24,800 740 0 0 0 0 0 100,0 3,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Сравни-
тельный
пример 12
0,5% Водный раствор гуаровой смолы + 0,05% Тетраборат натрия ПВС
+ перокси
дисульфат
аммония
1000 промилле Матрица
0,5 г/
ϕ 5 мм
25,800 14,200 5,900 0 0 0 0 100,0 55,0 22,9 0,0 0,0 0,0 0,0

[0071] Как показано в Таблице 1 и на фиг. 1, в примере 1 вязкость была стабильной до дня 1 без значительной разности в сравнении со сравнительным примером 1, где регулирующее вязкость вещество не применяли, но вязкость начала быстро уменьшаться в день 3, и процент сохранения вязкости уменьшился до около 10% в день 5. В примере 2 вязкость была стабильной до дня 2 без значительной разности в сравнении со сравнительным примером 1, но вязкость начала уменьшаться в день 3, и процент сохранения вязкости уменьшился до около 30% в день 7. В примере 3, вязкость была стабильной до дня 1 без значительной разности в сравнении со сравнительным примером 1, но вязкость начала быстро уменьшаться в день 2, и процент сохранения вязкости уменьшился до около 7% в день 4. В примере 4, вязкость была стабильной до дня 1 без значительной разности в сравнении со сравнительным примером 1, но вязкость начала быстро уменьшаться в день 2, и процент сохранения вязкости уменьшился до около 11% в день 4. В сравнительном примере 1 высокая вязкость сохранялась, процент сохранения вязкости составлял около 80% даже в день 7. В сравнительном примере 2 процент сохранения вязкости уменьшился до около 35% в день 1, и процент сохранения вязкости уменьшился до около 10% в день 2. Из результатов примеров и сравнительных примеров, становится очевидным, что для жидкостей для гидроразрыва примеров 1-4, где применяли регулирующее вязкость вещество, содержащее полиэтиленоксид и генератор радикалов (радикальный инициатор), высокая вязкость сохранялась в течение некоторого периода времени, и по истечении некоторого периода времени вязкость быстро уменьшалась. С другой стороны, становится очевидным, что для жидкости для гидроразрыва сравнительного примера 1, где регулирующее вязкость вещество не применяли, вязкость сохранялась высокой, и для жидкости для гидроразрыва сравнительного примера 2, где полиэтиленоксид не применяли, вязкость уменьшалась быстрее.

[0072] Из сравнения между примером 1 и примером 2 на фиг. 1, понятно, что вязкость можно регулировать с помощью изменения устройства генератора радикалов (радикальный инициатор) в таблетке. Из сравнения между примером 1 и примером 3 и между примером 2 и примером 4 понятно, что изменение вязкости жидкости для гидроразрыва можно регулировать с помощью регулирования вязкости полиэтиленоксида, применяемого в регулирующем вязкость веществе.

[0073] Из результатов примера 5, показанного на фиг. 2, понятно, что вязкость можно регулировать также в варианте, где аммониевая соль пероксомоносерной кислоты применяетcя в качестве уменьшающего вязкость вещества.

[0074] Понятно, что в варианте где уменьшающее вязкость вещество (генератор радикалов) не применяют, как в сравнительном примере 1 на фиг. 1, уменьшение вязкости является плавным, при этом жидкость для гидроразрыва сохраняет высокую вязкость в течение длительного периода времени. С другой стороны, понятно, что когда генератор радикалов или аммониевая соль пероксомоносерной кислоты в качестве уменьшающего вязкость вещества не формуют в таблетку, но добавляют напрямую в жидкость для гидроразрыва, как в сравнительных примерах 2 и 3 на фиг. 2, вязкость жидкости для гидроразрыва быстро уменьшается.

[0075] Понятно, что как показано на фиг. 2 в сравнительном примере 4, где поливиниловый спирт применяетcя в регулирующем вязкость веществе на месте полиэтиленоксида, вязкость жидкости для гидроразрыва моментально начинает уменьшаться, и при этом невозможно сохранение высокой вязкости на некоторый период времени и уменьшение вязкости после некоторого периода времени, как в примерах 1-5.

[0076] Понятно, что как показано на фиг. 3, вязкость жидкости для гидроразрыва можно регулировать также в примерах 6 и 7, где как состав жидкости для гидроразрыва, применяетcя водный раствора гуаровой смолы (0,5%), как полисахарид на месте 0,5% водного раствора полиэтиленоксида. Из результатов примеров 7 и 8 также понятно, что вязкость жидкости для гидроразрыва можно регулировать с помощью дозирования добавляемого уменьшающего вязкость вещества.

[0077] Из результатов примеров 8-11, показанных на фиг. 4, понятно, что вязкость жидкости для гидроразрыва можно регулировать с помощью изменения массы (размера) таблетки для применения, как регулирующего вязкость вещества.

[0078] Понятно, что как в сравнительном примере 5 на фиг. 3, уменьшение в вязкости является плавным, когда уменьшающее вязкость вещество (генератор радикалов) не применяют, при этом жидкость для гидроразрыва сохраняет высокую вязкость в течение длительного периода времени даже в варианте где, в составе жидкости для гидроразрыва, применяют водный раствор гуаровой смолы (0,5%), как полисахарид на месте 0,5% водного раствора полиэтиленоксида. С другой стороны, понятно, что когда генератор радикалов или аммониевую соль пероксомоносерной кислоты не формуют в таблетку, но добавляют напрямую в жидкость для гидроразрыва, как в сравнительных примерах 6 и 7 на фиг. 3, вязкость жидкости для гидроразрыва быстро уменьшается.

[0079] Понятно, что как в сравнительных примерах 8 и 9 на фиг. 3, вязкость жидкости для гидроразрыва моментально начинает уменьшаться когда поливиниловый спирт применяетcя в регулирующем вязкость веществе на месте полиэтиленоксида, и при этом невозможно сохранение высокой вязкости за некоторый период времени и уменьшение вязкости после некоторого периода времени, как в примерах 6-11 на фиг. 3 или на фиг. 4, даже в варианте где, в составе жидкости для гидроразрыва, применяетcя водный раствор гуаровой смолы (0,5%), как полисахарид на месте 0,5% водного раствора полиэтиленоксида.

[0080] Понятно, что как показано на фиг. 5, вязкость жидкости для гидроразрыва можно регулировать также в примере 12, где водный раствор тетрабората натрия (0,05%) и гуаровой смолы (0,5%) применяетcя, как жидкость для гидроразрыва. Из примеров 12-15, понятно, что также в варианте, где водный раствора тетрабората натрия (0,05%) и гуаровой смолы (0,5%) применяетcя, как жидкость для гидроразрыва, вязкость жидкости для гидроразрыва можно регулировать с помощью подбора уменьшающего вязкость вещества нужного типа, концентрации уменьшающего вязкость вещества и так далее.

[0081] Понятно, что как в сравнительном примере 10 на фиг. 5, уменьшение в вязкости является плавным, когда уменьшающее вязкость вещество (генератор радикалов) не применяют, при этом жидкость для гидроразрыва сохраняет высокую вязкость в течение длительного периода времени даже в варианте, где водный раствор тетрабората натрия (0,05%) и гуаровой смолы (0,5%) применяют, как жидкость для гидроразрыва. С другой стороны, понятно, что когда генератор радикалов в качестве уменьшающего вязкость вещества не формуется в таблетку, но добавляется напрямую в жидкость для гидроразрыва, как в сравнительном примере 11 на фиг. 5, вязкость жидкости для гидроразрыва быстро уменьшается. Понятно, что в сравнительном примере 12, где поливиниловый спирт применяетcя в регулирующем вязкость веществе на месте полиэтиленоксида, вязкость жидкости для гидроразрыва моментально начинает уменьшаться, и при этом невозможно сохранение высокой вязкости за некоторый период времени и уменьшение вязкости после некоторый период времени, как в примерах 12-15.

1. Регулирующий вязкость агент, который применяется для регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва, подлежащей применению в гидравлическом разрыве пласта,

причем регулирующий вязкость агент содержит полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество и имеет вид таблетки,

в котором доля полиалкиленоксида в регулирующем вязкость агенте составляет от 30 до 99,99% по массе,

где применяемое количество регулирующего вязкость агента в жидкости для гидроразрыва составляет от 0,01 до 1% по массе,

где масса таблетки составляет 0,2 г или больше, и

где полиалкиленоксид имеет вязкость от 20 до 1500 мПа⋅с в виде 0,5% по массе водного раствора при 25°C или вязкость от 50 до 80000 мПа⋅с в виде 5% по массе водного раствора при 25°C.

2. Регулирующий вязкость агент по п.1, в котором доля полиалкиленоксида в регулирующем вязкость агенте составляет от 50 до 99,99% по массе.

3. Регулирующий вязкость агент по п.1 или 2, в котором уменьшающее вязкость вещество является по меньшей мере одним веществом, выбранным из группы, состоящей из генератора радикалов, кислоты и энзима.

4. Регулирующий вязкость агент по п.1 или 2, в котором углеродное число мономерного звена, которое образует полиалкиленоксид, имеет значение от 2 до 4.

5. Регулирующий вязкость агент по п.1 или 2, в котором полиалкиленоксид содержит по меньшей мере одно мономерное звено, выбранное из группы, состоящей из этиленоксидного звена, пропиленоксидного звена и бутиленоксидного звена.

6. Регулирующий вязкость агент по п.1 или 2, в котором полиалкиленоксид является по меньшей мере одним веществом, выбранным из группы, состоящей из полиэтиленоксида, полипропиленоксида, полибутиленоксида, coполимера этиленоксида и пропиленоксида, coполимера этиленоксида и бутиленоксида и coполимера пропиленоксида и бутиленоксида.

7. Применение таблетки, содержащей полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество, в качестве средства для регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва, подлежащей применению в гидравлическом разрыве пласта,

в котором доля полиалкиленоксида в регулирующем вязкость агенте составляет от 30 до 99,99% по массе,

где применяемое количество регулирующего вязкость агента в жидкости для гидроразрыва составляет от 0,01 до 1% по массе,

где масса таблетки составляет 0,2 г или больше, и

где полиалкиленоксид имеет вязкость от 20 до 1500 мПа⋅с в виде 0,5% по массе водного раствора при 25°C или вязкость от 50 до 80000 мПа⋅с в виде 5% по массе водного раствора при 25°C.

8. Способ регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва, подлежащей применению в гидравлическом разрыве пласта, способ содержит применение таблетки, содержащей полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество,

в котором доля полиалкиленоксида в регулирующем вязкость агенте составляет от 30 до 99,99% по массе,

где применяемое количество регулирующего вязкость агента в жидкости для гидроразрыва составляет от 0,01 до 1% по массе,

где масса таблетки составляет 0,2 г или больше, и

где полиалкиленоксид имеет вязкость от 20 до 1500 мПа⋅с в виде 0,5% по массе водного раствора при 25°C или вязкость от 50 до 80000 мПа⋅с в виде 5% по массе водного раствора при 25°C.

9. Жидкость для гидроразрыва, которая применяетcя в гидравлическом разрыве пласта, жидкость для гидроразрыва содержит регулирующий вязкость агент по любому из пп. 1-6, воду, расклинивающий материал и гелеобразующий агент.

10. Способ разработки пласта нефти или природного газа, способ содержит следующие этапы:

выполнение ствола добывающей скважины в пласте;

ввод жидкости для гидроразрыва по п.9 в ствол добывающей скважины для выполнения гидроразрыва в части стратиграфического горизонта; и

добычу нефти или природного газа из ствола добывающей скважины.



 

Похожие патенты:

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.

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.

Изобретение относится к сформованным прессованным гранулам и способу их применения для медленного выпуска в скважину скважинных обрабатывающих агентов. Предлагается сформованная прессованная гранула связующего и скважинного обрабатывающего композита, содержащего скважинный обрабатывающий агент и кальцинированный пористый оксид металла, пористость и проницаемость которого таковы, что указанный агент адсорбирован на кальцинированном пористом оксиде металла или в его поровых пространствах, и сформованная прессованная гранула получена путем кальцинирования пористого оксида металла, адсорбции скважинного обрабатывающего агента на кальцинированном пористом оксиде металла или в его поровые пространства для формирования скважинного обрабатывающего композита, где скважинный обрабатывающий агент выбран из группы, состоящей из ингибиторов отложений, ингибиторов коррозии, ингибиторов парафиноотложения, ингибиторов солеотложения, ингибиторов образования газогидратов, ингибиторов асфальтена, поглотителей кислорода, поглотителей сульфида водорода, биоцидов, вспенивающих агентов, антиэмульгаторов, поверхностно-активных веществ и их смесей, и добавления связующего в скважинный обрабатывающий композит, и затем прессования связующего и скважинного обрабатывающего композита в требуемую конфигурацию.

Настоящее изобретение относится к способам и системам формирования стабилизированной эмульсии и извлечения углеводородного материала из подземного пласта. Способ получения углеводородного материала из по крайней мере одного подземного пласта и нефтеносного песчаника, включающий смешивание амфифильных наночастиц с флюидом-носителем для образования суспензии, амфифильные наночастицы включают основную часть, гидрофобные группы, присоединенные к первой стороне основной части, и гидрофильные группы, включающие анионные или катионные функциональные группы, присоединенные ко второй стороне основной части, до контактирования по крайней мере одного подземного пласта и взвеси, включающей нефтеносный песчаник и воду, с суспензией модифицируют величину рН суспензии, где модифицирование включает уменьшение величины рН суспензии, включающей амфифильные наночастицы, включающие катионные функциональные группы, для повышения растворимости амфифильных наночастиц в суспензии, реагирующей на уменьшение величины рН суспензии, или увеличение величины рН суспензии, включающей амфифильные наночастицы, включающие анионные функциональные группы, для повышения растворимости амфифильных наночастиц в суспензии, реагирующей на увеличение величины рН суспензии, контактирование по крайней мере одного подземного пласта и взвеси, включающей нефтеносный песчаник и воду, с суспензией для образования эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами, и удаление углеводородов из эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - повышение эффективности способа за счет повышения дебита добывающих скважин.

Группа изобретений относится к области добычи природного газа из газового месторождения, и в частности, к компенсации добычи природного газа при снижении пластового давления, ведущего к проседанию пластов.
Изобретение относится к области разработки нефтяного и газонефтяного пласта трещино-кавернозно-порового типа с помощью добывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - обеспечение дополнительной добычи нефти и более высокой конечной нефтеотдачи пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - снижение затрат на разработку за счет уточненного размещения горизонтальных скважин и повышения дебита добывающих скважин.

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 обработке воды, получаемой в ходе операций по обработке скважин. Способ обработки добываемой или возвратной воды из подземного пласта, включающий: смешивание добываемой или возвратной воды из подземного резервуара с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом, где указанная вода содержит полимерный загуститель или его остаток, а также разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, дезактивацию указанного разжижителя в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для получения воды, пригодной для рециркуляции, и закачивание рециркуляционной воды в подземный резервуар.

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

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

Изобретение относится к способам увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта..Композиция для увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта, где композиция содержит: эфир сульфоната и спирта, имеющий приведенную формулу, и четвертичную аммониевую соль, имеющую приведенную формулу, где массовое соотношение эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли находится в диапазоне от приблизительно 40:1 до приблизительно 1:1.

Изобретение относится к обработке подземного пласта нефти или природного газа и может быть использовано при регулировании вязкости жидкости, используемой при гидравлическом разрыве подземного пласта. Регулирующий вязкость агент, применяющийся для регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва пласта, содержит полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество и имеет вид таблетки, где доля полиалкиленоксида в указанном агенте составляет от 30 до 99,99 по массе, количество указанного агента в жидкости для гидроразрыва составляет от 0,01 до 1 по массе, масса таблетки составляет 0,2 г или больше и полиалкиленоксид имеет вязкость от 20 до 1500 мПа⋅с в виде 0,5 по массе водного раствора при 25°C или вязкость от 50 до 80000 мПа⋅с в виде 5 по массе водного раствора при 25°C. Применение таблетки, содержащей полиалкиленоксид и уменьшающее вязкость вещество, в качестве средства для регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва пласта, где доля полиалкиленоксида в указанном агенте составляет от 30 до 99,99 по массе, количество указанного агента в жидкости для гидроразрыва составляет от 0,01 до 1 по массе, масса таблетки составляет 0,2 г или больше и полиалкиленоксид имеет вязкость от 20 до 1500 мПа⋅с в виде 0,5 по массе водного раствора при 25°C или вязкость от 50 до 80000 мПа⋅с в виде 5 по массе водного раствора при 25°C. Способ регулирования изменения вязкости жидкости для гидроразрыва пласта, содержащий применение указанной выше таблетки. Жидкость для гидроразрыва пласта, содержащая указанный выше регулирующий вязкость агент, воду, расклинивающий материал и гелеобразующий агент. Способ разработки пласта нефти или природного газа, содержащий выполнение ствола добывающей скважины в пласте, ввод указанной выше жидкости для гидроразрыва в ствол добывающей скважины для выполнения гидроразрыва в части стратиграфического горизонта и добычу нефти или природного газа из ствола добывающей скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 5 н. и 5 з.п. ф-лы, 5 ил., 2 табл., 28 пр.

Наверх