Разжижитель замедленного действия для текучих сред на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества

Изобретение относится к композиции и способам для разжижения замедленного действия в отношении гелей вязкоупругих поверхностно-активных веществ внутри подземных пластов. Разжижение осуществляют без механического вмешательства или использования второй текучей среды. Композиция содержит водную текучую среду, вязкоупругое поверхностно-активное вещество, разжижающий агент замедленного действия выбирают из фосфатов алкиловых простых эфиров и их солей, фосфатов алкилариловых простых эфиров и их солей, алкилсульфатов и их солей, алкиларилсульфатов и их солей, сульфатов алкиловых простых эфиров и их солей, сульфатов алкилариловых простых эфиров и их солей и смесей любых из упомянутых соединений. Способ обработки подземного пласта, включающего ствол скважины, содержит обеспечение указанной выше композиции, нагнетание ее в подземный пласт, где она присутствует в виде вязкой текучей среды, и обеспечение возможности воздействия разжижающего агента на вязкую текучую среду с уменьшением ее вязкости. Применение при обработке подземного пласта указанной выше композиции в качестве разжижающей среды для состава вязкоупругого поверхностно-активного вещества. Технический результат – повышение эффективности обработки. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 8 ил., 8 пр.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Данное изобретение относится к композициям и способам для способствования разжижению замедленного действия в отношении текучих сред на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества, использующихся при обработке подземных пластов и в нефтяных и газовых скважинах.

Уровень техники

Высоковязкие текучие среды являются подходящими для использования во множестве функций, осуществляемых в подземных пластах, в частности, в подземных пластах, которые представляют собой потенциальные источники нефти и природного газа. Такие функции могут включать, например, гидравлический разрыв пласта, установку гравийного фильтра, матричную кислотную обработку и кислотный разрыв пласта.

Вязкоупругие поверхностно-активные вещества (ВПАВ) представляют собой один класс гелеобразующих агентов, которые использовали при получении высоковязких текучих сред для множества таких функций в подземных пластах, в частности, при извлечении нефти и газа. Данные высоковязкие текучие среды, известные под наименованием гелей, могут осуществлять функции, такие как кислотная обработка пласта, разрыв пласта и вскрытие пласта. После осуществления желательной функции зачастую имеется потребность в разжижении геля для уменьшения вязкости жидкости в целях обеспечения ее удаления из одного или нескольких местоположений в подземном пласте.

Одна опция по разжижению геля заключается в разбавлении его текучими средами, естественным образом присутствующими в пласте, такими как углеводороды сырой нефти, конденсат и пластовая вода. Однако, во множестве случаев текучие среды на основе вещества ВПАВ в пласте полностью не разжижаются, что может сделать их удаление затруднительным и воспрепятствовать извлечению желательных нефти или газа из подземного пласта. Один способ улучшения устранения текучих сред на основе вещества ВПАВ заключается в использовании текучих сред для предварительной промывки или последующей промывки, которые могут содержать ароматические углеводороды, спирты, взаимные растворители и/или другие разжижающие добавки. Одна проблема, связанная с использованием текучих сред для предварительной промывки или последующей промывки, заключается в их ограниченном взаимодействии с гелем вследствие небольших межфазных поверхностей текучая среда-текучая среда. Обычно только некоторые секции пласта обеспечивают достижение межфазной поверхности текучая среда-текучая среда, требуемой для разжижения геля и обеспечения его удаления, при одновременном сохранении неразжиженного геля в оставшихся секциях пласта. Поэтому введение в контакт и разжижение для геля в случае обработки при предварительной промывке или последующей промывке не всегда являются эффективными. В дополнение к этому, могут быть большими объемы текучих сред для промывок.

Для эффективного разжижения текучей среды с увеличенной вязкостью и обеспечения лучшего регулирования разжижения желательно иметь внутренний разжижитель замедленного действия, где данный разжижитель может быть активирован условиями в подземном пласте в целях получения регулируемой скорости уменьшения вязкости геля.

Как это известно, уменьшение вязкости гелей на основе вещества ВПАВ обеспечивают различные типы внутренних разжижителей замедленного действия, такие как кислоты, оксиды, ферменты и переходные металлы. Для любого разжижителя ключевым фактором является надлежащее размещение. Он должен иметь достаточную межфазную поверхность с текучей средой, которая должна быть разжижена. Большинство обычных разжижителей не могут устранить гель на основе вещества ВПАВ сразу при поступлении высоковязкой текучей среды в трещины или поры пласта, поскольку требуемая межфазная поверхность не может быть достигнута. Поэтому существует потребность в композициях и способах для разжижения текучих сред на основе вещества ВПАВ в различных условиях в подземных пластах и в предварительно определенные моменты времени.

В публикации US 6881709 B2 раскрывается предшественник разжижающей системы, который уменьшает вязкость текучей среды в результате плавления, медленного растворения и деадсорбирования разжижающего агента, адсорбированного на твердых частицах. В одном раскрытом варианте осуществления разжижитель содержит соли, полученные в инкапсулированной форме. Возможным является то, что такой состав твердого разжижителя может выпадать из геля в осадок и приводить к неэффективному или преждевременному разжижению геля на основе вещества ВПАВ. Кроме того, в случае использования состава твердого инкапсулированного разжижителя при гидравлическом разрыве пласта механизм действия разжижителя может базироваться на смыкании разрыва, раздавливающем капсулы и высвобождающем разжижающую соль. В данном случае любая высоковязкая текучая среда, которую вытесняют из области разрыва во время смыкания, разжижению бы не подвергалась. В публикации US 7084095 раскрывается способ обработки подземного пласта, включающий стадии нагнетания вниз по скважине водной текучей среде, содержащей загущающее количество вязкоупругого поверхностно-активного вещества, и подачу инкапсулированной полимерной добавки, которая вызывает изменение реологии текучей среды в скважинных условиях. В патенте также раскрывается полимерная добавка для обработки подземного пласта, где полимерную добавку выбирают из сульфированных полинафталинов, сульфированных полистиролов и сульфированных полимеров стирол/малеиновый ангидрид.

В публикации US 7635028 раскрывается кислотный внутренний разжижитель, который может представлять собой неорганическую или органическую кислоту. Однако, данный подход может оказаться неоптимальным в областях применения, в которых операции проводят при низком значении рН. В ссылке дополнительно раскрывается возможность использования совместно с кислотным внутренним разжижителем ингибитора коррозии для защиты каких-либо обсадных труб, которые могут иметься.

В публикации US 7655603 раскрывается способ обработки подземного коллектора, включающий использование водной текучей среды, преобразованной в гель при использовании вязкоупругого поверхностно-активного вещества и микроэмульсии, где микроэмульсия содержит, по меньшей мере, один понижающий вязкость агент, содержащий, по меньшей мере, одну ненасыщенную жирную кислоту, по меньшей мере, один солюбилизирующий агент, по меньшей мере, один десорбирующий агент и, по меньшей мере, один гидрофилизующий агент.

В публикации US 7879770 раскрывается окислительный внутренний разжижающий агент и агент для свободно-радикального роста цепи, выбираемый из метабисульфитов, восстанавливающих сахаров и восстанавливающих ди-, три-, олиго- и полисахаридов. Запуск действия окислительного разжижающего агента может быть осуществлен химическими или физическими условиями, такими как температура или значение рН. Скорость разжижения необязательно может быть увеличена или уменьшена. Однако, возможным является то, что окислители не всегда могут эффективно действовать в качестве разжижителей замедленного действия. Кроме того, возможным является то, что в случае использования повышенной дозировки могут иметь место разделение фаз и/или осаждение.

Таким образом, имеется потребность во внутреннем разжижающем агенте замедленного действия, который может быть смешан с вязкоупругим поверхностно-активным веществом и, тем не менее, не будет уменьшать вязкость и упругость текучей среды на основе вещества ВПАВ в течение, по меньшей мере, нескольких часов таким образом, чтобы текучая среда на основе вещества ВПАВ могла бы осуществить свою функцию. В идеальном случае внутренний разжижающий агент должен быть совместимым с веществом ВПАВ, должен перемещаться по всему пласту вместе с веществом ВПАВ и должен уменьшать как вязкость, так и упругость текучей среды на основе ВПАВ в надлежащий момент времени.

Сущность изобретения

Данное изобретение относится к композициям и способам для облегчения разжижения замедленного действия в отношении текучих сред на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества, в частности, при обработке подземных пластов, таких как в случае нефтяных и газовых скважин. Говоря точнее, изобретение относится к композициям и способам для облегчения разжижения замедленного действия в отношении текучих сред на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества, предназначенных для областей применения, связанных с кислотной обработкой пласта, разрывом пласта и установкой гравийного фильтра.

В одном аспекте изобретения композиция для облегчения разжижения замедленного действия в отношении текучей среды на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества содержит водную текучую среду, вязкоупругое поверхностно-активное вещество и один или несколько разжижающих агентов, при этом разжижающие агенты выбирают из группы, состоящей из фосфатов алкиловых простых эфиров и их солей, фосфатов алкилариловых простых эфиров и их солей, алкилсульфоновых кислот и их солей, алкиларилсульфоновых кислот и их солей, алкилсульфатов и их солей, алкиларилсульфатов и их солей, сульфатов алкиловых простых эфиров и их солей, сульфатов алкилариловых простых эфиров и их солей и смесей из любых двух и более представителей из вышеупомянутых соединений.

В одном аспекте изобретения способ обработки подземного пласта включает введение в пласт текучей среды, содержащей водную текучую среду, вязкоупругое поверхностно-активное вещество и разжижающий агент, при этом разжижающий агент выбирают из группы, состоящей из фосфатов алкиловых простых эфиров и их солей, фосфатов алкилариловых простых эфиров и их солей, алкилсульфоновых кислот и их солей, алкиларилсульфоновых кислот и их солей, алкилсульфатов и их солей, алкиларилсульфатов и их солей, сульфатов алкиловых простых эфиров и их солей, сульфатов алкилариловых простых эфиров и их солей, и смесей любых двух и более из упомянутых соединений, таким образом, чтобы текучая среда имела бы в подземном пласте форму геля, а после этого обеспечение возможности воздействия разжижающего агента на гель для уменьшения его вязкости.

В одном варианте осуществления изобретения вязкоупругое поверхностно-активное вещество выбирают из сультаинов, бетаинов и амидоаминоксидов.

В одном варианте осуществления изобретения разжижитель выбирают из фосфатов алкиловых простых эфиров и их солей и фосфатов алкилариловых простых эфиров и их солей.

В одном варианте осуществления изобретения разжижитель выбирают из фосфатов алкиловых простых эфиров и их солей.

В одном варианте осуществления изобретения водная текучая среда содержит одну или несколько солей. В одном варианте осуществления водная текучая среда представляет собой рассол, являющийся насыщенным раствором (при 20°С). В одном варианте осуществления солью является соль щелочного металла. В одном варианте осуществления солью является соль щелочноземельного металла. В одном варианте осуществления соль щелочного металла представляет собой NaCl, KCl и/или их бромидные или формиатные эквиваленты. В одном варианте осуществления соль щелочноземельного металла представляет собой CaCl2 и/или его бромидный или формиатный эквивалент. В одном варианте осуществления водная текучая среда включает смесь из солей.

Описание чертежей

Фигура 1 представляет собой график вязкости в зависимости от времени для композиций, содержащих рассол при концентрации CaCl2 30%, 6% сультаинового вязкоупругого поверхностно-активного вещества и разжижающий агент на основе фосфата алкилового простого эфира с концентрациями 0%, 0,2% и 0,3%, при 250°F (121,1°С) в соответствии с примером 1.

Фигура 2 представляет собой график вязкости в зависимости от времени для композиций, содержащих рассол при концентрации CaCl2 30% и 6% сультаинового вязкоупругого поверхностно-активного вещества при отсутствии какого-либо разжижающего агента и в присутствии 0,5% разжижающего агента на основе натриевых и аммониевых солей фосфата алкилового простого эфира, при 250°F (121,1°С) в соответствии с примером 2.

Фигура 3 представляет собой график вязкости в зависимости от времени для композиций, содержащих рассол при концентрации CaCl2 30%, 6% сультаинового вязкоупругого поверхностно-активного вещества и разжижающий агент на основе фосфата алкилового простого эфира с концентрациями 0%, 0,1% и 0,15%, при 300°F (148,9°С) в соответствии с примером 3.

Фигура 4 представляет собой график вязкости в зависимости от времени для композиций, содержащих рассол при концентрации NaBr 12,5 фунт на один галлон (1498,0 кг/м3), 6% сультаинового вязкоупругого поверхностно-активного вещества и разжижающий агент на основе фосфата алкилового простого эфира с концентрациями 0% и 0,1%, при 300°F (148,9°С) в соответствии с примером 4.

Фигура 5 представляет собой график вязкости в зависимости от времени для композиции, содержащей рассол при концентрации NaCl 20%, 6% сультаинового вязкоупругого поверхностно-активного вещества и разжижающий агент на основе фосфата алкилового простого эфира с концентрациями 0% и 0,1%, при 250°F (121,1°С) в соответствии с примером 5.

Фигура 6 представляет собой график вязкости в зависимости от времени для композиций, содержащих рассол при концентрации CaCl2 30%, 6% бетаинового вязкоупругого поверхностно-активного вещества при отсутствии какого-либо разжижающего агента и в присутствии 0,1% разжижающего агента на основе натриевых и аммониевых солей фосфата алкилового простого эфира, при 250°F (121,1°С) в соответствии с примером 6.

Фигура 7 представляет собой график вязкости в зависимости от времени для композиций, содержащих рассол при концентрации CaCl2 30%, 6% амидоаминоксидного вязкоупругого поверхностно-активного вещества и разжижающий агент на основе фосфата алкилового простого эфира с концентрациями 0%, 0,3% и 0,5%, при 200°F (93,3°С) в соответствии с примером 7.

Фигура 8 представляет собой график вязкости в зависимости от времени для композиций, содержащих рассол при концентрации KCl 20%, 6% сультаинового вязкоупругого поверхностно-активного вещества и разжижающий агент на основе натриевой соли фосфата алкилового простого эфира с концентрациями 0%, 0,1% и 0,5%, при 275°F (135,0°С) в соответствии с примером 8.

Подробное описание изобретения

В одном аспекте изобретения композиция для обработки нефтяного месторождения содержит водную текучую среду, вязкоупругое поверхностно-активное вещество и разжижитель замедленного действия. Вязкоупругое поверхностно-активное вещество будет воздействовать на композицию для обработки, приводя к образованию геля на основе вещества ВПАВ. Разжижитель должен оставаться с гелем на основе вещества ВПАВ для обеспечения прохождения эффективного и полного разжижения. Одно преимущество настоящего изобретения заключается в возможности достижения разжижения замедленного действия в отношении геля на основе вещества ВПАВ без ущерба для начальной вязкости текучей среды, например, в соответствии с требованиями для установки гравийного фильтра и гидравлического разрыва пласта. В дополнение к этому, скорость разжижения можно регулировать в течение желательного периода времени. Разжижение не будет эффективно начинаться вплоть до осуществления функции, желательной для геля на основе вещества ВПАВ.

Композиция и способ настоящего изобретения находят себе применение при гидравлическом разрыве пласта, установке гравийного фильтра, матричной кислотной обработке и кислотном разрыве пласта, хотя необходимо понимать то, что изобретение может быть использовано и во множестве других областей применения.

При гидравлическом разрыве пласта текучие среды на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества создают каналы или разрывы в зонах нефтеносных коллекторов в целях улучшения добычи нефти в результате получения высокопроницаемого прохода из коллекторской горной породы к стволу скважины. Обычно текучие среды для разрыва пласта закачивают под давлениями, превышающими массу вышележащей толщи пласта горных пород, вызывая, тем самым, образование расщеплений и разрывов в горной породе пласта. В текучую среду могут быть добавлены обычные расклинивающие наполнители для предотвращения смыкания сформированных разрывов после прекращения фазы закачивания в результате удерживания сформированных расщеплений и разрывов от смыкания. К текучей среде могут быть добавлены гелеобразующие агенты для транспортирования расклинивающих наполнителей и уменьшения утечки текучей среды.

Изобретение является в особенности подходящим для использования при установке гравийного фильтра, когда используют высокоплотные вязкие текучие среды для размещения гравия специального размера в окружающем кольцевом затрубном пространстве для сведения к минимуму выноса песка. Установка гравийного фильтра включает использование тяжелого рассола, который может содержать одновалентные соли, двухвалентные соли и их смеси. Обычно в целях получения высокоплотного рассола для областей применения, связанных с глубокими скважинами, используют соли бромисто-водородной кислоты или муравьиной кислоты.

Существуют два типа кислотной обработки пласта: кислотный разрыв пласта, при котором кислоту нагнетают при давлениях, превышающих давление разрыва пласта, в целях травления лицевых поверхностей получающихся в результате разрывов, и матричная кислотная обработка, при которой кислоту нагнетают при давлениях, меньших, чем давление разрыва пласта, для растворения каналов притока флюидов в скважину в горной породе или для устранения отложений или повреждений пласта, обусловленных проведением бурения. Кислоты, подходящие для использования в данных методиках обработки, включают нижеследующее, но не ограничиваются только этим: хлористо-водородная, фтористо-водородная, фтороборная, уксусная и муравьиная кислоты и их смеси и данные кислоты в форме эмульсий кислота-масло. Кислоты могут содержать некоторые добавки, такие как ингибиторы коррозии и добавки для регулирования содержания ионов железа в кислотном растворе. Самоотклоняющие кислоты и кислоты замедленного действия могут быть преобразованы в гель под воздействием подходящих для использования вязкоупругих поверхностно-активных веществ.

В одном варианте осуществления изобретения композиция текучей среды содержит водную текучую среду, вязкоупругое поверхностно-активное вещество и разжижитель замедленного действия, выбираемый из фосфатов алкиловых простых эфиров и их солей, фосфатов алкилариловых простых эфиров и их солей, алкилсульфоновых кислот и их солей, алкиларилсульфоновых кислот и их солей, алкилсульфатов и их солей, алкиларилсульфатов и их солей, сульфатов алкиловых простых эфиров и их солей, сульфатов алкилариловых простых эфиров и их солей и смесей из любых двух и более представителей из вышеупомянутых соединений.

Под терминами «фосфаты алкиловых простых эфиров» и «фосфаты алкилариловых простых эфиров» подразумеваются соединения, описывающиеся формулой (I)

, (I)

где R представляет собой, соответственно, алкил или алкиларил.

Под терминами «алкилсульфаты» и «алкиларилсульфаты» подразумеваются соединения, описывающиеся формулой (II)

ROS(O)2(OH), (II)

где R представляет собой, соответственно, алкил или алкиларил.

Под терминами «сульфаты алкиловых простых эфиров» и «сульфаты алкилариловых простых эфиров» подразумеваются соединения, описывающиеся формулой (III)

[RO(CH2CH2O)m]nS(O)2(OH)2 - n, (III)

где R представляет собой, соответственно, алкил или алкиларил.

Под терминами «алкилсульфонаты» и «алкиларилсульфонаты» подразумеваются соединения, описывающиеся формулой (IV)

RS(O)2(OH), (IV)

где R представляет собой, соответственно, алкил или алкиларил.

В каждой из вышеупомянутых формул (I)-(IV) алкильная часть R представляет собой насыщенную или ненасыщенную линейную или разветвленную углеводородную группу, содержащую от приблизительно 6 атомов углерода, в одном варианте осуществления от приблизительно 8 атомов углерода, в одном варианте осуществления от приблизительно 10 атомов углерода, вплоть до приблизительно 30 атомов углерода, в одном варианте осуществления вплоть до 20 атомов углерода, в одном варианте осуществления вплоть до 16 атомов углерода, в одном варианте осуществления вплоть до 14 атомов углерода. В любом количестве разжижителя R может быть ограничен одной длиной цепи или может представлять смешанную длину цепи. В одном варианте осуществления разжижитель описывается формулой I, где R представляет собой насыщенный С1014 алкил с одной или смешанной длиной цепи, а m составляет 3.

В случае R в виде алкиларила арильной группой будет являться замещенная или незамещенная ароматическая углеводородная группа, содержащая 1-3 пяти- или шестичленных колец, предпочтительно 1 или 2 пяти- или шестичленных кольца, а наиболее предпочтительно арильная группа представляет собой фенил.

В формулах (I) и (III) этоксилатные группа или группы могут соответствовать одной длине m или смеси из длин в диапазоне m, где m представляет собой целое число в диапазоне 2-20, в еще одном варианте осуществления 2-12, в еще одном другом варианте осуществления 2-6, а в еще одном дополнительном варианте осуществления 2-4.

В формулах (I) и (III) n представляет собой целое число, выбираемое из 1 и 2.

Также изобретением охватываются и разжижители, которые представляют собой соли соединений, описывающихся формулами (I)-(IV), в которых вместе с тем одна или несколько групп (-ОН) будут представлять собой группу (-ОМ+), где М+ представляет собой катион соли. Подходящие для использования катионы включают катионы щелочных металлов и аммониевые ионы.

В одном варианте осуществления водная текучая среда может представлять собой композицию рассола, которая содержит одну или несколько солей. В одном варианте осуществления рассол представляет собой насыщенный раствор (при 20°С). Рассолом могут быть либо легкий рассол, либо тяжелый рассол в зависимости от функции, осуществляемой текучей средой, как это известно на современном уровне техники. В одном варианте осуществления солью является соль щелочного металла. В одном варианте осуществления солью является соль щелочноземельного металла. В одном варианте осуществления соль щелочного металла представляет собой NaCl, KCl и/или их бромидные или формиатные эквиваленты. В одном варианте осуществления соль щелочноземельного металла представляет собой CaCl2 и/или его бромидный или формиатный эквивалент. В одном варианте осуществления рассол содержит один или несколько одновалентных и/или двухвалентных катионов, таких как Na+, K+, Ca2 +, Mg2+или Zn2 +. Соли, подходящие для использования в рассолах, применяющихся в данном изобретении, включают без ограничения NaCl, NaBr, CaCl2 и KCl.

Вязкоупругие поверхностно-активные вещества (ВПАВ)

Вязкоупругие поверхностно-активные вещества, включенные в настоящее изобретение, могут включать любое подходящее для использования поверхностно-активное вещество, которое способно придавать водной текучей среде вязкоупругие свойства. Поверхностно-активные вещества по своей природе могут быть цвиттер-ионными, катионными, анионными или амфотерными. Как это было установлено, разжижители замедленного действия данного изобретения являются в особенности хорошо подходящими для использования при применении совместно с некоторыми типами цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ, включающих нижеследующее, но не ограничивающихся только этим: бетаины, сультаины и амидоаминоксиды.

Сультаины описываются общей формулой:

, (V)

где R1 может представлять собой либо насыщенную, либо ненасыщенную углеводородную группу, содержащую от приблизительно 12 до приблизительно 30 атомов углерода, или R1 может иметь форму RCONH(CH2)k, где R представляет собой насыщенную или ненасыщенную углеводородную группу, содержащую, по меньшей мере, приблизительно 17 атомов углерода, в одном варианте осуществления, по меньшей мере, приблизительно 18, в одном варианте осуществления вплоть до приблизительно 29, атомов углерода, в одном варианте осуществления вплоть до приблизительно 21 атома углерода, в одном варианте осуществления жирную алифатическую группу, произведенную из природных жиров или масел, а k представляет собой целое число, составляющее, по меньшей мере, 2, в одном варианте осуществления вплоть до 20, в одном варианте осуществления вплоть до 12, в одном варианте осуществления вплоть до 6, а в одном варианте осуществления вплоть до 4; R2 и R3 в каждом случае независимо выбирают из прямоцепочечной или разветвленной алкильной или гидроксиалкильной группы, содержащей от 1 до приблизительно 6 атомов углерода, в еще одном варианте осуществления от 1 до 4 атомов углерода, а в еще одном другом варианте осуществления от 1 до 3 атомов углерода; R4 выбирают из Н, гидроксильной, алкильной или гидроксиалкильной групп, содержащих от 1 до приблизительно 4 атомов углерода, в одном варианте осуществления R4 выбирают из этила, гидроксиэтила, -ОН или метила; m представляет собой целое число в диапазоне 1-20, в еще одном варианте осуществления 1-12, а в еще одном другом варианте осуществления 1-6 и в еще одном другом варианте осуществления 1-3; а n представляет собой целое число в диапазоне 0-20, в еще одном варианте осуществления 0-12, а в еще одном другом варианте осуществления 0-6 и в еще одном другом варианте осуществления 0-1.

В одном варианте осуществления вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой сультаин, описывающийся формулой (Va):

, (Va)

где R представляет собой насыщенную или ненасыщенную углеводородную группу, содержащую от приблизительно 17 до приблизительно 29 атомов углерода, в одном варианте осуществления от приблизительно 18 до приблизительно 21 атома углерода. В одном варианте осуществления R представляет собой жирную алифатическую группу, произведенную из природных жиров и масел, характеризующихся иодным числом в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 140, в одном варианте осуществления от приблизительно 30 до приблизительно 90, а в одном варианте осуществления от 40 до приблизительно 70. R может быть ограничен одной длиной цепи или может представлять смешанную длину цепи, такую как для соответствующих групп, произведенных из природных жиров и масел или нефтяного сырья. В качестве R могут быть использованы алкильное производное таллового жира, алкильное производное отвержденного таллового жира, алкильное производное рапсового масла, алкильное производное отвержденного рапсового масла, алкильное производное таллового масла, алкильное производное отвержденного таллового масла, алкильное производное кокосового масла, олеил, эруцил и алкильное производное соевого масла. R2 и R3 в каждом случае независимо выбирают из прямоцепочечной или разветвленной алкильной или гидроксиалкильной группы, содержащей от 1 до приблизительно 6 атомов углерода, в еще одном варианте осуществления от 1 до 4 атомов углерода, а в еще одном другом варианте осуществления от 1 до 3 атомов углерода; R4 выбирают из Н, гидроксильной, алкильной или гидроксиалкильной групп, содержащих от 1 до приблизительно 4 атомов углерода; в одном варианте этила, гидроксиэтила, -ОН или метила. В числе оставшихся заместителей k представляет собой целое число в диапазоне 2-20, в еще одном варианте осуществления 2-12, а в еще одном другом варианте осуществления 2-6 и в еще одном дополнительном и еще одном другом варианте осуществления 2-4; m представляет собой целое число в диапазоне 1-20, в еще одном варианте осуществления 1-12, а в еще одном другом варианте осуществления 1-6 и в еще одном другом варианте осуществления 1-3; а n представляет собой целое число в диапазоне 0-20, в еще одном варианте осуществления 0-12, а в еще одном другом варианте осуществления 0-6 и в еще одном другом варианте осуществления 0-1.

Бетаины описываются общей формулой:

, (VI)

где либо R1 может представлять собой алкильную группу, содержащую от 12 до приблизительно 26 атомов углерода, которая может быть разветвленно- или прямоцепочечной, и которая может быть насыщенной или ненасыщенной, либо R1 может иметь форму RC(O)NH(CH2)k, где R представляет собой алкильную группу, содержащую от 11 до приблизительно 25 атомов углерода, которая может быть разветвленно- или прямоцепочечной, и которая может быть насыщенной или ненасыщенной, а k представляет собой целое число в диапазоне от 2 до приблизительно 4; R2 и R3 в каждом случае независимо выбирают из прямоцепочечной или разветвленной алкильной или гидроксиалкильной группы, содержащей от 1 до приблизительно 6 атомов углерода, в еще одном варианте осуществления от 1 до 4 атомов углерода, а в еще одном другом варианте осуществления от 1 до 3 атомов углерода; а m представляет собой целое число в диапазоне от 1 до приблизительно 5.

В одном варианте осуществления в настоящем изобретении вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой бетаин, описывающийся формулой (VIa):

, (VIa)

где R представляет собой алкильную группу, содержащую от 11 до приблизительно 25 атомов углерода, которая может быть разветвленно- или прямоцепочечной, и которая может быть насыщенной или ненасыщенной; R2 и R3 в каждом случае независимо выбирают из прямоцепочечной или разветвленной алкильной или гидроксиалкильной группы, содержащей от 1 до приблизительно 6 атомов углерода, в еще одном варианте осуществления от 1 до 4 атомов углерода, а в еще одном другом варианте осуществления от 1 до 3 атомов углерода; k представляет собой целое число в диапазоне от 2 до приблизительно 4; m представляет собой целое число в диапазоне от 1 до приблизительно 5.

Амидоаминоксидные поверхностно-активные вещества описываются общей формулой:

, (VII)

где R1 представляет собой насыщенную или ненасыщенную, линейную или разветвленноцепочечную алифатическую группу, содержащую, по меньшей мере, приблизительно 7 атомов углерода, в одном варианте осуществления, по меньшей мере, приблизительно 14, в одном варианте осуществления вплоть до приблизительно 30 атомов углерода, в одном варианте осуществления вплоть до приблизительно 21 атома углерода; R1 может быть ограничен одной длиной цепи или может представлять смешанную длину цепи, такую как для соответствующих групп, произведенных из природных жиров и масел или нефтяного сырья; k представляет собой целое число в диапазоне от 2 до приблизительно 6; R2 и R3 являются идентичными или различными и независимо выбираются из алкильных или гидроксиалкильных групп, содержащих от 1 до приблизительно 4 атомов углерода, а в одном варианте осуществления выбираются из гидроксиэтила или метила.

В одном аспекте изобретения способ обработки подземного пласта, при этом упомянутый пласт включает ствол скважины, способ включает

а. обеспечение композиции, содержащей водную текучую среду, вязкоупругое поверхностно-активное вещество и, по меньшей мере, одно разжижающее соединение, при этом разжижающее соединение выбирают из группы, состоящей из фосфатов алкиловых простых эфиров и их солей, фосфатов алкилариловых простых эфиров и их солей, алкилсульфоновых кислот и их солей, алкиларилсульфоновых кислот и их солей, алкилсульфатов и их солей, алкиларилсульфатов и их солей, сульфатов алкиловых простых эфиров и их солей, сульфатов алкилариловых простых эфиров и их солей, и смесей любых двух и более из вышеупомянутых соединений,

b. нагнетание композиции в подземный пласт через ствол скважины, при этом композиция присутствует в пласте в виде вязкой текучей среды, и

с. обеспечение возможности воздействия разжижающего агента на вязкую текучую среду, при этом разжижающий агент уменьшает вязкость вязкой текучей среды.

В выгодном случае разжижающий агент настоящего изобретения может быть смешан с водной текучей средой и вязкоупругим поверхностно-активным веществом до нагнетания композиции через ствол скважины в подземный пласт для обеспечения тщательного смешивания. Поскольку разжижающий агент представляет собой разжижитель замедленного действия, первоначально при нагнетании композиции в подземный пласт она присутствует в виде вязкой текучей среды. Таким образом, вязкая текучая среда имеет время для осуществления своей функции в подземном пласте в отношении разрыва пласта, кислотной обработки пласта, установки гравийного фильтра и тому подобного. По истечении определенного периода времени разжижающий агент замедленного действия настоящего изобретения будет начинать воздействовать на высоковязкую текучую среду, обеспечивая разжижение вязкоупругого геля, что, тем самым, облегчает удаление композиции из пласта. Временной интервал между получением композиции и началом разжижения вязкоупругого геля и скорость разжижения геля сразу после начала разжижения в каждом случае могут зависеть от состава водной текучей среды, выбора вязкоупругого поверхностно-активного вещества, выбора разжижающего агента замедленного действия настоящего изобретения, а в некоторых случаях окружающей среды подземного пласта. Поэтому специалист в соответствующей области техники в результате выбора надлежащих параметров будет способен регулировать величину времени, в течение которого композиция должна осуществлять свою функцию в отношении подземного пласта, и интервал от времени завершения осуществления данной функции до времени, когда композиция может быть удалена.

Операции в подземном пласте, в которых способы и композиции настоящего изобретения находят себе применение, включают то, что описывается, например, в публикации US 7,879,770. При обработках, которые обычно включают несколько ступеней, таких как большинство вариантов осуществления гидравлического разрыва пласта, кислотного разрыва пласта, гидравлического разрыва пласта, совмещенного с установкой гравийного фильтра, и установки гравийного фильтра, разжижитель замедленного действия может быть добавлен в текучую среду разрыва без расклинивающих наполнителей в течение всей обработки или только на некоторых из ступеней, таких как некоторые из ступеней, связанных с расклинивающим наполнителем, гравием, кислотой или отклонением потоков флюида. Разжижитель замедленного действия является в особенности хорошо подходящим для использования при гидравлическом разрыве пласта, гидравлическом разрыве пласта, совмещенном с установкой гравийного фильтра, и установке гравийного фильтра, поскольку использование механических способов удаления невозможно, а способы, включающие введение в контакт добавки с дополнительной текучей средой, не всегда являются практичными. Композиции и способы изобретения также являются в особенности хорошо подходящими для использования в случаях желательности обеспечения поступления определенного количества текучей среды для обработки в пласт, например, в целях изменения смачиваемости пласта или насыщения нефтью или водой.

Текучие среды для обработки, использующиеся в случае композиций и способов изобретения, обычно также содержат и другие материалы, такие как деэмульгаторы, ингибиторы коррозии, понизители трения, антикоагулянты глин, ингибиторы образования отложений, биоциды, добавки, способствующие действию разжижителя, взаимные растворители, поверхностно-активные вещества, противопенообразователи, противовспениватели, стабилизаторы вязкости, добавки для регулирования содержания ионов железа в кислотном растворе, отклонители потоков флюида, эмульгаторы, пенообразователи, поглотители кислорода, регуляторы значения рН, буферы и тому подобное. Совместимость разжижителей замедленного действия, раскрытых в настоящем документе, с такими добавками должна быть проверена в лаборатории. Обработки изобретения проводят обычным образом; текучую среду для обработки и добавки транспортируют на буровую площадку, смешивают, хранят и закачивают обычным образом для соответствующих химических реагентов. В случае использования расклинивающих наполнителей с полимерным покрытием (РНПП) должно быть проведено испытание для обеспечения совместимости наполнителей РНПП с разжижителями замедленного действия и отсутствия помех от какого-либо компонента в отношении эксплуатационных характеристик другого компонента; широко распространенные природные и синтетические расклинивающие наполнители и гравии обычно могут быть использованы без проведения испытания.

Изобретение осуществляют в результате рассмотрения информации в отношении скважины, пласта, доступных текучих сред и добавок и критериев проведения успешной обработки и получения оптимизированного плана доведения до максимума степени проведения обработки в соответствии с этими данными и критериями. Это обычно осуществляют в результате анализирования скважины при использовании программного обеспечения для проектирования и оценки обработки; например, в программном обеспечении для гидравлического разрыва пласта градиенты давления объединяют с алгоритмами развития длины и высоты разрыва, полной информацией об утечках и эффектами от одновременной закачки текучей среды в несколько пластов и изменения их температуры.

Оптимальная концентрация разжижителя замедленного действия может быть определена в результате выбора времени и скорости разжижения и измерения разжижения при использовании образцов предполагаемых текучих сред в предполагаемых пластовых условиях. Измерение разжижения и прогнозирование и регулирование разжижения знакомы специалистам в соответствующей области техники интенсификации притока флюида в скважину и борьбы с выносом песка. Вязкоупругое поверхностно-активное вещество должно присутствовать в количестве, достаточном для получения желательной вязкости, что необходимо для отклонения потока кислоты, понижения водоотдачи, суспендирования частиц и тому подобного. Концентрация вязкоупругого поверхностно-активного вещества может составлять, по меньшей мере, приблизительно 0,005%, по меньшей мере, приблизительно 0,01%, по меньшей мере, приблизительно 0,1%, по меньшей мере, приблизительно 0,5%, в одном варианте осуществления, по меньшей мере, приблизительно 3%, в одном варианте осуществления вплоть до приблизительно 20%, в одном варианте осуществления вплоть до приблизительно 10%, в одном варианте осуществления вплоть до приблизительно 8%, а в одном варианте осуществления вплоть до приблизительно 5%, при расчете на массу или при расчете на объем геля поверхностно-активного вещества.

Необходимо понимать то, что по всему объему данного описания изобретения при перечислении или описании концентрации или диапазона количества как подходящих для использования или пригодных и так далее имеется в виду то, что заявленными должны считаться все без исключения концентрации в пределах данного диапазона, включая граничные точки. Кроме того, каждое численное значение должно прочитываться один раз как модифицированное термином «приблизительно» (если только такое модифицирование не будет уже выражено), а после этого прочитываться еще раз как немодифицированное таким образом, если только в контексте не будет утверждаться другого. Например, «диапазон от 1 до 10» должен прочитываться как указывающий на все без исключения возможные числа вдоль непрерывного отрезка от приблизительно 1 до приблизительно 10. Другими словами, при представлении определенного диапазона даже в случае идентифицирования или определения в описании изобретения только нескольких заданных экспериментальных точек в пределах данного диапазона или даже в случае отсутствия идентифицирования или определения экспериментальных точек в пределах данного диапазона необходимо понимать то, что изобретатели осознают и понимают то, что указанными должны считаться все без исключения экспериментальные точки в пределах данного диапазона, и что изобретатели обладают правами на весь диапазон и все точки в пределах данного диапазона.

Разжижители замедленного действия изобретения могут быть добавлены в текучую среду для обработки ствола скважины в результате их дозирования в базовую водную текучую среду в виде жидкого концентрата. В случае получения материала в виде эмульсии, дисперсии или взвеси его можно будет непосредственно хранить в данной форме и в данной форме использовать. В случае его получения в сухой форме (например, в виде твердого диспергируемого порошка, образованного из мелких частиц, или в виде сухой эмульсии) частицы можно предварительно диспергировать в воде или рассоле по мере надобности и дозировать в виде жидкого потока, или, в альтернативном варианте, они могут быть добавлены в виде твердого вещества в поток базовой текучей среды.

Реакционную способность заданного разжижителя замедленного действия, имеющего заданную температуру и находящегося в контакте с текучей средой или текучими средами с увеличенной вязкостью и заданным составом (например, с учетом значения рН и концентрации и природы других компонентов, в особенности электролитов), легко определяют в результате проведения простого эксперимента: воздействие на текучую среду или текучие среды внутренним разжижителем изобретения в условиях проведения обработки и отслеживание вязкости.

Разжижители замедленного действия данного изобретения могут быть использованы совместно с веществами ВПАВ, полученными при использовании любого типа поверхностно-активного вещества или смесей из поверхностно-активных веществ в присутствии или в отсутствие одного или нескольких вспомогательных поверхностно-активных веществ и в присутствии или в отсутствие других добавок, предназначенных для стабилизации или модифицирования свойств мицелл или везикул, (таких как буферы, добавки для восстановления при сдвиге, соли и реологические усилители). Вещества ВПАВ выбирают из катионных, анионных, амфотерных и цвиттер-ионных соединений.

Изобретение будет проиллюстрировано в некоторых примерах при использовании поверхностно-активного вещества в виде эрукамидопропилгидроксипропилсультаина, где R представляет собой ненасыщенную группу, содержащую 21 атом углерода, в формуле Va.

Изобретение будет проиллюстрировано в некоторых примерах при использовании поверхностно-активного вещества в виде эрукамидопропилдиметилбетаина, где R представляет собой ненасыщенную группу, содержащую 21 атом углерода, в формуле VIa.

Изобретение будет проиллюстрировано в некоторых примерах при использовании поверхностно-активного вещества в виде амидопропилдиметиламиноксидного производного таллового жира, где R1 представляет собой ненасыщенную группу, содержащую 17 атомов углерода, в формуле VII.

Изобретение будет проиллюстрировано при использовании композиции разжижителя, которая представляет собой смесь из соединений, описывающихся формулой (I), где R представляет собой алкильную группу, варьирующуюся по длине в диапазоне от десяти до четырнадцати атомов углерода, a m=3, при этом композицию в настоящем документе обозначают как «Композиция разжижителя А». Изобретение будет дополнительно проиллюстрировано при использовании других композиций разжижителей, содержащих натриевые и аммониевые соли смеси композиции разжижителя А.

Общие методики для примеров 1-7:

Получали рассолы при различных концентрациях. В стеклянный смеситель на 500 мл добавляли раствор в виде рассол с последующим добавлением определенного количества (при расчете на объем) вязкоупругого поверхностно-активного вещества и разжижителя замедленного действия. Получающуюся в результате смесь перемешивали в течение 3 мин при 3000-4000 об./мин в смесителе. После этого получающийся в результате гель центрифугировали при 1000 об./мин в течение 15 мин для удаления воздушных пузырьков. Реологические характеристики оценивали при использовании прибора Grace Instrument Rheometer (model M5600). Для сведения к минимуму испарения образца, в особенности при высоких температурах, прикладывали давление 400 фунт/дюйм2 (2758 кПа). Вязкость измеряли для скорости сдвига 100 сек- 1 при линейных изменениях вплоть до 75 сек- 1, 50 сек- 1 и 25 сек- 1 каждые 30 мин. Все эксперименты проводили при фиксированной температуре (200°F (93,3°С), 250°F (121,1°С) и 300°F (148,9°С)) в присутствии и в отсутствие разжижителей и других добавок в соответствии с указанием.

Пример 1

В данном примере демонстрируется использование композиции разжижителя А в качестве разжижителя замедленного действия при 250°F (121,1°С). Получали три образца вязкой текучей среды, содержащей 6% (об.) эрукамидопропилгидроксипропилсультаина и 30% (масс.) CaCl2, к которой добавляли композицию разжижителя А, соответственно, при концентрациях 0, 0,2 и 0,3% (об.). Как это демонстрируют данные, проиллюстрированные на фигурах 1А, 1В и 1С, с течением времени упругость уменьшалась. Более высокая дозировка разжижителя замедленного действия приводила к получению меньшей вязкости и более быстрого наблюдаемого разжижения.

Пример 2

В данном примере демонстрируется использование натриевой и аммониевой солей композиции разжижителя А в качестве разжижителей замедленного действия при 250°F (121,1°С). Получали три образца вязкой текучей среды, содержащей 6% (об.) эрукамидопропилгидроксипропилсультаина и 30% (масс.) CaCl2, к которой никакого разжижителя не добавляли и добавляли, соответственно, 0,5% (об.) аммониевой соли композиции разжижителя А и 0,5% (об.) натриевой соли композиции разжижителя А. Как это демонстрируют данные на фигуре 2, свою функцию в качестве разжижителей замедленного действия для композиции вещества ВПАВ также могут эффективно исполнять и нейтрализованные разжижители замедленного действия.

Пример 3

В данном примере демонстрируется использование аммониевых солей композиции разжижителя А в качестве разжижителей замедленного действия при 300°F (148,9°С). Получали три образца вязкой текучей среды, содержащей 6% (об.) эрукамидопропилгидроксипропилсультаина и 30% (масс.) CaCl2, к которой добавляли аммониевой соли композиции разжижителя А, соответственно, при концентрациях 0, 0,1 и 0,15% (об.). Как это демонстрируют данные на фигуре 3, при увеличении концентрации разжижителя замедленного действия время разжижения уменьшалось.

Пример 4

В данном примере демонстрируется использование разжижителей замедленного действия настоящего изобретения в области применения тяжелого рассола при 300°F (148,9°С). Получали два образца вязкой текучей среды, содержащей 6% (об.) эрукамидопропилгидроксипропилсультаина и 12,5 фунт на один галлон (1498,0 кг/м3) NaBr, к которой добавляли, соответственно, аммониевую соль композиции разжижителя А при концентрациях, соответственно, 0 и 0,1% (об.). В области применения при вскрытии пласта и гидравлическом разрыве пласта с применением тяжелого рассола зачастую используют высокоплотный рассол NaBr. Как это демонстрируют данные на фигуре 4, в присутствии разжижителя замедленного действия с течением времени упругость медленно уменьшалась.

Пример 5

В данном примере демонстрируется использование аммониевых солей композиции разжижителя А в качестве разжижителя замедленного действия в 20%-ном растворе NaCl при 250°F (121,1°С). Получали два образца вязкой текучей среды, содержащей 6% (об.) эрукамидопропилгидроксипропилсультаина и 20% NaCl, к которой добавляли аммониевой соли композиции разжижителя А, соответственно, при концентрациях 0 и 0,1% (об.). Как это демонстрируют данные на фигуре 5, композиция разжижителя настоящего изобретения функционировала, обеспечивая медленное разжижение в отношении вязкости геля.

Пример 6

В данном примере демонстрируется использование разжижителей замедленного действия настоящего изобретения в вязкой текучей среде, содержащей бетаиновое вещество ВПАВ, при 250°F (121,1°С). Получали четыре образца вязкой текучей среды, содержащей 6% (об.) эрукамидопропилдиметилбетаина и 30% CaCl2, к которой добавляли натриевую или аммониевую соли композиции разжижителя А, соответственно, при концентрациях 0 и 0,1% (об.). Как это демонстрируют данные на фигуре 6, как натриевая, так и аммониевая соли композиции разжижителя А хорошо работают в качестве разжижителя замедленного действия.

Пример 7

В данном примере демонстрируется использование разжижителей замедленного действия настоящего изобретения в вязкой текучей среде, содержащей амидоаминоксидное вещество ВПАВ, при 200°F (93,3°С). Получали три образца вязкой текучей среды, содержащей 6% (об.) амидопропилдиметиламиноксидного производного таллового жира и 30% CaCl2, к которой добавляли натриевые соли композиции разжижителя А, соответственно, при концентрациях 0, 0,3 и 0,5% (об.). Как это демонстрируют данные на фигуре 7, более высокая дозировка разжижителя замедленного действия приводит к получению более короткого времени разжижения.

Пример 8

В данном примере демонстрируется использование разжижителей замедленного действия настоящего изобретения в вязкой текучей среде, содержащей сультаиновое вещество ВПАВ, при 275°F (135,0°С). Получали три образца вязкой текучей среды, содержащей 6% (об.) эрукамидопропилгидроксипропилсультаина и 20% КCl, к которой добавляли натриевые соли композиции разжижителя А, соответственно, при концентрациях 0%, 0,1% и 0,5%, (об.). Результаты проиллюстрированы на фигуре 8.

Несмотря на иллюстрирование и описание изобретения в настоящем документе при обращении к заданным вариантам осуществления изобретение не предполагает ограничения его продемонстрированными деталями.

Вместо этого, могут быть сделаны различные модификации в деталях в рамках объема и диапазона эквивалентов формулы изобретения и без отклонения от сущности изобретения.

1. Композиция для замедления разжижения текучих сред для обработки подземных формаций, содержащая водную текучую среду, вязкоупругое поверхностно-активное вещество и, по меньшей мере, одно разжижающее соединение, при этом разжижающее соединение выбрано из группы, состоящей из фосфатов алкиловых простых эфиров и их солей, фосфатов алкилариловых простых эфиров и их солей и смесей любых из упомянутых соединений.

2. Композиция по п. 1, где упомянутое вязкоупругое поверхностно-активное вещество является цвиттер-ионным, катионным, анионным или амфотерным.

3. Композиция по п. 1 или 2, где вязкоупругое поверхностно-активное вещество выбрано из группы, состоящей из бетаинов, сультаинов и амидоаминоксидов.

4. Композиция по любому одному из пп. 1-3, где разжижающее соединение выбрано из группы, состоящей из фосфатов алкиловых простых эфиров и их солей.

5. Композиция по любому из пп. 1-4, где соль выбрана из солей щелочных металлов и аммониевых солей.

6. Композиция по любому из пп. 1-5, где фосфаты алкиловых простых эфиров описываются формулой

,

где R представляет собой алкильную группу, содержащую 6-30 атомов углерода и m=2-20.

7. Способ обработки подземного пласта, при этом упомянутый пласт включает ствол скважины, причем способ включает

а. обеспечение композиции, содержащей водную текучую среду, вязкоупругое поверхностно-активное вещество и, по меньшей мере, одно разжижающее соединение, при этом разжижающее соединение выбирают из группы, состоящей из фосфатов алкиловых простых эфиров и их солей, фосфатов алкилариловых простых эфиров и их солей и смесей любых из упомянутых соединений,

b. нагнетание композиции в подземный пласт через ствол скважины, при этом композиция присутствует в пласте в виде вязкой текучей среды, и

с. обеспечение возможности воздействия разжижающего агента на вязкую текучую среду, при этом разжижающий агент уменьшает вязкость вязкой текучей среды.

8. Способ по п. 7, где упомянутое вязкоупругое поверхностно-активное вещество является цвиттер-ионным, катионным, анионным или амфотерным.

9. Способ по п. 7 или 8, где вязкоупругое поверхностно-активное вещество выбирают из группы, состоящей из бетаинов, сультаинов и амидоаминоксидов.

10. Способ по любому из пп. 7-9, где разжижающее соединение выбирают из группы, состоящей из фосфатов алкиловых простых эфиров и их солей.

11. Способ по любому из пп. 7-10, где соль выбирают из солей щелочных металлов и аммониевых солей.

12. Способ по любому из пп. 7-11, где фосфаты алкиловых простых эфиров описываются формулой

,

где R представляет собой алкильную группу, содержащую 6-30 атомов углерода, а m=2-20.

13. Применение при обработке подземного пласта соединения, выбираемого из группы, состоящей из фосфатов алкиловых простых эфиров и их солей, фосфатов алкилариловых простых эфиров и их солей и смесей любых из упомянутых соединений, при этом упомянутыми солями являются натриевые или аммониевые соли, в качестве разжижителя для состава вязкоупругого поверхностно-активного вещества.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к композициям и способам с использованием замедленного разжижения текучих сред, применяемым в обработке подземной формации. Композиция, содержащая водную текучую среду, вязкоупругое поверхностно-активное вещество - ПАВ и по меньшей мере одно разжижающее соединение - гидрофобно-модифицированный набухающий в щелочных условиях эмульсионный полимер, образованный из полимеризационной смеси, содержащей приблизительно 10-75 вес.% кислотного мономера или его соли, приблизительно 10-75 вес.% неионогенного мономера или его соли и приблизительно 0,1-25 вес.% компонентов ассоциативного мономера или его солей, все на основе общего веса смеси мономеров.

Изобретение относится к обработке нефтяных и газовых скважин. Композиция для применения в скважинных операциях в нефтяной и газовой скважине, содержащая A.
Группа изобретений относится к обработке подземных сланцевых пластов. Технический результат – улучшение ингибирования набухания и диспергирования сланцев.
Изобретение относится к применению по меньшей мере одного этоксилированного неионного поверхностно-активного вещества - ЭНПАВ, выбранного из соединений приведенной формулы, в качестве ингибитора для ингибирования явлений удержания анионных ПАВ в нефтеносном пласте, в частности, в карбонатном или глинистом пласте.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта.

Настоящее изобретение касается способа добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Способ получения при помощи карбоксиметилирования смеси поверхностно-активных веществ - ПАВ для использования при добыче нефти, содержащей по меньшей мере одно анионное ПАВ (А) приведенной общей формулы, полученное посредством взаимодействия неионогенного ПАВ (В) приведенной общей формулы при указанных условиях.

Группа изобретений относится к добыче сырой нефти. Технический результат - улучшение подвижности тяжелой сырой нефти в подземном пласте.

Изобретение относится к области защиты металлов в нефтедобывающей промышленности и может найти применение при подавлении роста сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) и ингибировании микробиологической коррозии в емкостном оборудовании систем сбора и подготовки нефти.

Изобретение относится к газодобыче и может быть применено при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Способ позволяет эффективно удалять жидкость из газовых или газоконденсатных скважин, обеспечивая стабильную добычу газа.

Изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

Изобретение относится к композициям и способам с использованием замедленного разжижения текучих сред, применяемым в обработке подземной формации. Композиция, содержащая водную текучую среду, вязкоупругое поверхностно-активное вещество - ПАВ и по меньшей мере одно разжижающее соединение - гидрофобно-модифицированный набухающий в щелочных условиях эмульсионный полимер, образованный из полимеризационной смеси, содержащей приблизительно 10-75 вес.% кислотного мономера или его соли, приблизительно 10-75 вес.% неионогенного мономера или его соли и приблизительно 0,1-25 вес.% компонентов ассоциативного мономера или его солей, все на основе общего веса смеси мономеров.

Изобретение относится к разработке месторождений углеводородов и, в частности, к разработке месторождений с использованием физики нефтяного пласта, а также гидромеханики и экспериментальной физики при исследованиях характера движения жидкостей через пористые среды.

Изобретение относится к обработке нефтяных и газовых скважин. Композиция для применения в скважинных операциях в нефтяной и газовой скважине, содержащая A.

Настоящее изобретение относится, в целом, к композициям и способам для удаления жидкости, содержащей сырую нефть или природный газ, из скважин, стволов скважин и трубопроводов во время добычи и транспортировки нефти и газа.
Изобретение относится к применению по меньшей мере одного этоксилированного неионного поверхностно-активного вещества - ЭНПАВ, выбранного из соединений приведенной формулы, в качестве ингибитора для ингибирования явлений удержания анионных ПАВ в нефтеносном пласте, в частности, в карбонатном или глинистом пласте.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта.

Изобретение относится к депрессионным методам добычи газа из гидратов и может быть применено при разработке природных гидратных месторождений на суше и в море. Техническим результатом является интенсификация добычи газа.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, конкретно к разработке месторождений со слабосцементированным коллектором. В способе полимерного заводнения в слабосцементированном коллекторе, включающем закачку в нагнетательные скважины водного раствора полимера заданной концентрации, применяют в 1,5-2 раза более плотную сетку скважин, чем при закачке воды, до начала закачки осуществляют отработку нагнетательных скважин в течение не менее 3-х месяцев, после чего начинают закачку водного раствора полимера при начальной концентрации полимера не более 30% от заданной, постепенно повышая концентрацию полимера до заданной, обеспечивая при этом требуемый уровень приемистости нагнетательных скважин в пределах максимально допустимого забойного давления, а для приготовления водного раствора полимера используют высокомолекулярные синтетические полимеры, обладающие псевдопластическими свойствами.

Изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для комплексного выбора композиции растворителя путем оценки влияния композиции растворителя на растворяющую способность, а также на реологические и оптические свойства битуминозной нефти с целью снижения эксплуатационных затрат и повышения коэффициента нефтеизвлечения.

Изобретение относится к композициям и способам с использованием замедленного разжижения текучих сред, применяемым в обработке подземной формации. Композиция, содержащая водную текучую среду, вязкоупругое поверхностно-активное вещество - ПАВ и по меньшей мере одно разжижающее соединение - гидрофобно-модифицированный набухающий в щелочных условиях эмульсионный полимер, образованный из полимеризационной смеси, содержащей приблизительно 10-75 вес.% кислотного мономера или его соли, приблизительно 10-75 вес.% неионогенного мономера или его соли и приблизительно 0,1-25 вес.% компонентов ассоциативного мономера или его солей, все на основе общего веса смеси мономеров.

Изобретение относится к композиции и способам для разжижения замедленного действия в отношении гелей вязкоупругих поверхностно-активных веществ внутри подземных пластов. Разжижение осуществляют без механического вмешательства или использования второй текучей среды. Композиция содержит водную текучую среду, вязкоупругое поверхностно-активное вещество, разжижающий агент замедленного действия выбирают из фосфатов алкиловых простых эфиров и их солей, фосфатов алкилариловых простых эфиров и их солей, алкилсульфатов и их солей, алкиларилсульфатов и их солей, сульфатов алкиловых простых эфиров и их солей, сульфатов алкилариловых простых эфиров и их солей и смесей любых из упомянутых соединений. Способ обработки подземного пласта, включающего ствол скважины, содержит обеспечение указанной выше композиции, нагнетание ее в подземный пласт, где она присутствует в виде вязкой текучей среды, и обеспечение возможности воздействия разжижающего агента на вязкую текучую среду с уменьшением ее вязкости. Применение при обработке подземного пласта указанной выше композиции в качестве разжижающей среды для состава вязкоупругого поверхностно-активного вещества. Технический результат – повышение эффективности обработки. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 8 ил., 8 пр.

Наверх