Загуститель водного раствора кислоты и/или соли, способ загущения водного раствора кислоты и/или соли и способ добычи нефти с применением указанного загустителя, набор компонентов для загущения водного раствора кислоты и/или соли и композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, включающие указанный загуститель

Изобретение относится к загущению водных растворов кислот и солей и применению загущенного раствора для гидравлического разрыва пласта. Технический результат - повышение эффективности переноса пропанта в течение длительного промежутка времени, повышение эффективности извлечения углеводородов из пласта. Применение комбинации: а) цвиттерионного соединения формулы I

,

где R представляет собой насыщенный, моно-, ди- или триненасыщенный углеводородный радикал С925; R1 представляет собой -СOO- или -CH2COO-; R2, R3, R4, R5 независимо представляют собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил или бензил; б) соединения, выбранного из группы, состоящей из диэтаноламидов жирных кислот фракции С1020, алкилдиметиламиноксида, гидроксиэтилалкилимидазола, бутилгликоля, коричного альдегида и оксикоричных кислот; и в) необязательно, преобразователя железа для загущения водного раствора кислоты и/или соли. 5 н. и 20 з.п. ф-лы, 8 ил., 9 табл.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к системе для загущения растворов кислот на основе ПАВ, способу загущения кислот и вариантам применения загущенного раствора кислоты, в частности, в технологии осуществления гидравлического разрыва пласта.

Уровень техники

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают пропант – гранулообразный расклинивающий материал, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Тем самым обеспечивается связь дальних зон пласта с призабойной зоной.

Реологические характеристики стандартных загущенных кислотных систем не позволяют удерживать трещину ГРП и переносить пропант. Для решения задачи кислотного ГРП (КГРП) с пропантом реализуется технология чередования пачек водного гуарового геля с добавлением пропанта в водные пачки, буферных стадий с последующей закачкой кислотных пачек. В этой технологии гуаровый гель с пропантом раскрывает и удерживает трещину, а следующая за ней пачка кислоты протравливает созданную трещину. Основная задача, которая преследуется в «классической» технологии кислотного ГРП, - это создание связей с дальней зоной пласта с помощью закачки кислоты (основная рабочая жидкость); стадийные закачки пропанта используются для раскрытия и удержания трещины, позволяя кислоте проходить дальше и обрабатывать пласт.

Также при кислотной обработке часто требуется повышать вязкость кислотного раствора. Это необходимо для того, чтобы понизить кинетику кислотной обработки, сократить потери кислоты при обработке, обеспечить эффективность переноса пропанта, а также для контроля размеров трещин и т.п.

Данная технология имеет ряд недостатков, главными из которых являются следующие:

1. Водный гель содержит в своем составе полимерный загеливатель, например, полисахарид гуар, который даже при разрушении поперечных и линейных связей брейкером или кислотой, образует нерастворимый осадок, который не полностью удаляется и загрязняет трещину/пласт, ухудшая проницаемость в зонах обработки.

2. Поскольку водный гель при контакте с кислотой разрушается, увеличивается вероятность преждевременного прекращения закачки геля, вызванное закупоркой (СТОП), уменьшается глубина проникновения кислоты.

3. Необходимость применять большое количество разнообразных жидкостей, большого количества техники и емкостного парка для замешивания пачек и реализации данной технологии.

Для устранения указанных выше недостатков были разработаны системы и композиции загустителей кислоты на основе ПАВ, не содержащие полимерные соединения.

Так, в патенте США US 8895481 B2 описан способ обработки подземного пласта путем введения вязкоэластичной кислотной текучей среды, содержащей:

(i) 0,5-5,5 % масс. цвиттерионного ПАВ формулы

,

в частности следующей бетаиновой структуры

,

где n равно 3, р равно 1, и R представляет собой C17 углеводородный радикал для ПАВ BET-O-30 или R представляет собой C21 углеводородный радикал для ПАВ BET-O-40;

(ii) более 15 % масс. кислоты, такой как соляная кислота, и

(iii) усилитель реологических свойств.

Указано, что текучая среда может дополнительно нести пропант.

В публикации WO 2003054352 A1 описан способ обработки подземного углеводородного
пласта путем введения загеленной кислотной текучей среды, содержащей ПАВ на основе бетаинового соединения формулы

и кислоту, такую как соляная кислота. Указано, что текучая среда может дополнительно включать растворитель, такой как метанол.

В патентной заявке США US 2013306320 А1 описана композиция для обработки карбонатных резервуаров, содержащая:

около 7,5 об.% цвиттерионного вязкоупругого поверхностно-активного вещества;

около 15,0 об.% соляной кислоты; а также

около 0,6 об.% ингибитора коррозии, остальное - рассол.

При этом предпочтительным цвиттерионным вязкоупругим поверхностно-активным веществом является эрукриламидопропилбетаин.

В патенте РФ №2452851, выданном на основании заявки WO2007/058813, раскрыт способ повышения добычи нефти из месторождения, включающий

a) введение затопляющей жидкости в месторождение, где жидкость включает:

i) воду и

ii) некоторое количество одного или более неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ, достаточное для достижения затопляющей жидкостью значения поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть/вода приблизительно 1 мНм или меньше, и значения вязкости приблизительно 10 сП или больше, где одно или более неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ выбрано из группы: одного или более аминовых поверхностно-активных веществ, имеющих формулу: 

где R1 представляет собой гидрофобный остаток алкила, алкиларилалкила, алкоксиалкила, алкиламиноалкила или алкиламидоалкила, и где R1 включает приблизительно 16-22 атома углерода и может быть разветвленным или неразветвленным, насыщенным или ненасыщенным;

где R2 и R3 независимо представляют собой i) алифатическую группу или ii) алифатическую группу, связанную с ароматическим или бензиловым остатком, одного или более цвиттерионных поверхностно-активных веществ, одного или более амфотерных поверхностно-активных веществ, а также их комбинаций;

b) извлечение нефти через скважину в местоположении, отличном от точки введения затопляющей жидкости в месторождение.

Также упоминается использование органической кислоты для повышения вязкости указанной жидкости.

В Евразийском патенте ЕА №2452851, выданном на основании заявки WO2003/054352, описан способ обработки подземного резервуара углеводородов, включающий контактирование пласта с обрабатывающим раствором, содержащим водный раствор, кислоту, спирт и ПАВ, действующее как агент гелеобразования, состоящее в основном из эруциламидопропилбетаина или его протонированного/депротонированного гомолога или соли.

Однако известные системы, предлагаемые для осуществления КГРП, не обладают вязкостью, достаточной для переноса пропанта в течение длительного промежутка времени, необходимого для осуществления полноценного и эффективного КГРП. В частности, известные загустители позволяют достичь лишь вязкости 60-80 сПз.

Таким образом, существует насущная необходимость в создании систем для КГРП с повышенной вязкостью для повышения эффективности переноса пропанта и повышения эффективности извлечения углеводородов из пласта. В настоящей заявке предложена новая система загущения растворов кислот на основе цвиттерионного соединения.

Раскрытие сущности изобретения.

Задачей настоящего изобретения является расширение арсенала технических средств для эффективного осуществления технологии КГРП и разработка химической системы загущения водного раствора кислоты и/или соли с получением жидкости или геля с повышенной вязкостью, достаточной для эффективного осуществления КГРП. Также задачей настоящего изобретения является разработка простого и эффективного способа добычи нефти из месторождения методом кислотного гидравлического разрыва пласта (КГРП).

Эти задачи решены за счет разработки химической системы, позволяющей осуществить загущение водного раствора кислоты от значений вязкости 2-15 сПа до 1800 сПа. Указанная система содержит цвиттерионное соединение, охарактеризованное ниже, другое поверхностно – активное вещество в качестве необязательного вспомогательного компонента, и, необязательно, преобразователь железа.

Первым аспектом настоящего изобретения является применение комбинации

а) цвиттерионного соединения формулы I

,

где R представляет собой насыщенный, моно-, ди- или три- ненасыщенный углеводородный радикал С925; R1 представляет собой -СOO- или -CH2COO-; R2, R3, R4, R5 независимо представляют собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил или бензил;

б) соединения, выбранного из группы, состоящей из диэтаноламидов жирных кислот фракции С1020, алкилдиметиламиноксида, гидроксиэтилалкилимидазола, бутилгликоля, коричного альдегида и оксикоричных кислот; и

в) необязательно, преобразователя железа,

для загущения раствора кислоты и/или соли.

Первым основным компонентом комбинации или композиции согласно настоящему изобретению является цвиттерионное соединение формулы I. Предпочтительным примером цвиттерионного соединения формулы I согласно настоящему изобретению является эруциламидопропилбетаин (ЭАПБ, синоним - 2-[3-[докоз-13-еноил]аминопропил-диметиламмоний]ацетат).

Вторым вспомогательным необязательным компонентом комбинации или композиции согласно настоящему изобретению является соединение, выбранное из группы, включающей диэтаноламиды жирных кислот фракции С1020, алкилдиметиламиноксид, гидроксиэтилалкилимидазол, бутилгликоль (бутилцеллозольв), коричный альдегид и оксикоричные кислоты. Примерами диэтаноламидов жирных кислот фракции С1020 являются диэтаноламиды кислот кокосового масла.

Кислота, раствор которой предполагается загущать согласно настоящему изобретению, может представлять собой любую кислоту. Например, кислота может представлять собой кислоту, выбранную из группы, состоящей из соляной кислоты, бромистоводородной кислоты, фтороводородной кислоты, йодистоводородной кислоты, серной кислоты, азотной кислоты, хромовой кислоты, метансульфоновой кислоты, трифторметансульфоновой кислоты, трихлоруксусной кислоты, дихлоруксусной кислоты, бромуксусной кислоты, хлоруксусной кислоты, циануксусной кислоты, 2-хлорпропановой кислоты, 2-оксобутановой кислоты, 2-хлорбутановой кислоты, 4-цианобутановой кислоты, перхлорной кислоты и фосфорной кислоты, и т.п. В предпочтительном варианте кислота представляет собой неорганическую кислоту. В некоторых вариантах кислотой называют любую комбинацию кислот. В предпочтительном варианте загущают раствор соляной кислоты, традиционно применяемой в технологии КГРП.

Также настоящее изобретение может применяться для загущения растворов органических кислот, к которым относятся органические вещества, проявляющие кислотные свойства, в том числе карбоновые кислоты, содержащие карбоксильную группу -COOH, и сульфоновые кислоты, содержащий сульфогруппу с общей формулой SO3H. Неограничивающие примеры органических кислот, растворы которых можно загущать в соответствии с настоящим изобретением, включают такие кислоты как: муравьиная кислота, уксусная кислота, бензойная кислота, молочная кислота, яблочная кислота, пропионовая кислота, бутановая (масляная) кислота, гексановая кислота, муравьиная кислота, октановая кислота, муравьиная кислота, декановая кислота, додекановая кислота, тетрадекановая кислота, гексадекановая кислота, октадекановая кислота, эйкозановая кислота, докозановая кислота, гексановая кислота, миристолеиновая кислота, пальмитолеиновая кислота, олеиновая кислота, линолевая кислота, линоленовая кислота, гадолеиновая кислота, арахидоновая кислота, эйкозапентаеновая кислота, докозапентаеновая кислота, эруковая кислота, гиалуроновая кислота и т.п.

Ниже приведен неполный список кислот, для загущения которых можно использовать способ или систему согласно настоящему изобретению: абиетиновая кислота, абрин, абсцизовая кислота, агарициновая кислота, адипиновая кислота, азароновая кислота, азелаиновая кислота, аконитовая кислота, аконовая кислота, акриловая кислота, α-аланин, алейритовая кислота, аллантоиновая кислота, аллокоричная кислота, аллоксановая кислота, аллосантеновая кислота, D-аллослизевая кислота, аллофановая кислота, ангеликовая кислота, ангидроэкгонин, п-анисовая кислота, антраниловая кислота, 1-антройная кислота, 2-антройная кислота, 9-антройная кислота, апокамфорная кислота, апофенхокамфорная кислота, арахидоновая кислота, арахиновая кислота, аргинин, арекаидин, аристолоховая кислота, аспарагин, аспарагиновая кислота, атролактиновая кислота, атроповая кислота, ацетилендикарбоновая кислота, ацетоуксусная кислота, ацетуровая кислота, баикиаин, бегеновая кислота, бегенолевая кислота, бензиловая кислота, бензойная кислота, бербероновая кислота, бетулиновая кислота, билиановая кислота, биотин, брассидиновая кислота, брассиловая кислота, валериановая кислота, валин, вальпроевая кислота, ванилилминдальная кислота, ванилиновая кислота, вацценовая кислота, вератровая кислота, верноловая кислота, винная кислота, виноградная кислота, гадолеиновая кислота, галактаровая кислота, D-галактуроновая кислота, галловая кислота, геддовая кислота, гематиновая кислота, гемеллитиловая кислота, гемимеллитовая кислота, гемипиновая кислота, гентизиновая кислота, героновая кислота, гесперетиновая кислота, гетероауксин, гидантоиновая кислота, гиднокарповая кислота, гидракриловая кислота, гидратроповая кислота, гидрокоричная кислота, гиппуровая кислота, гистидин, гликолевая кислота, гликохолевая кислота, глиоксиловая кислота, глицериновая кислота, глицин, глицирризиновая кислота, глутаконовая кислота, глутамин, глутаминовая кислота, глутаровая кислота, глюконовая кислота, глюкуроновая кислота, гомованилиновая кислота, гомовератровая кислота, гомогентизиновая кислота, гомокамфорная кислота, гомосерин, гомофталевая кислота, гомоцистеин, гондоиновая кислота, горликовая кислота, горловая кислота, гранатовая кислота, гувацин, далапон, дегидрохолевая кислота, дезоксихолевая кислота, дигалловая кислота, дигликолевая кислота, димолочная кислота, диникотиновая кислота, дипиколиновая кислота, дифеновая кислота, дойзинолевая кислота, дуриловая кислота, дьенколовая кислота, жасмоновая кислота, изатроповая кислота, изовалериановая кислота, изованилиновая кислота, изогемипиновая кислота, изогероновая кислота, изодегидрацетовая кислота, изодифеновая кислота, α-изодуриловая кислота, β-изодуриловая кислота, γ-изодуриловая кислота, изокамфорная кислота, изокапроновая кислота, изокоричная кислота, изокротоновая кислота, изоксилиловая кислота, изолауронолевая кислота, изолейцин, изолимонная кислота, изомасляная кислота, изоникотиновая кислота, изосахарная кислота, изоферуловая кислота, изофталевая кислота, изоцинхомероновая кислота, α-изояблочная кислота, изоянтарная кислота, индогеновая кислота, индоксиловая кислота, итаконовая кислота, каиновая кислота, α-камлоленовая кислота, камфановая кислота, камфенилановая кислота, камфениловая кислота, камфеновая кислота, камфокарбоновая кислота, камфолевая кислота, α-камфоленовая кислота, β-камфоленовая кислота, камфолитическая кислота, камфолоновая кислота, камфонановая кислота, камфононовая кислота, камфопировая кислота, камфореновая кислота, камфорная кислота, камфороновая кислота, каприловая кислота, каприновая кислота, капроновая кислота, карбаминовая кислота, карбаниловая кислота, карбодиникотиновая кислота, α-карбоцинхомеровая кислота, β-карбоцинхомеровая кислота, кароновая кислота, кермесовая кислота, кетопиновая кислота, L-кинуренин, кинуреновая кислота, коменовая кислота, коричная кислота, коричноуксусная кислота, котарновая кислота, кофейная кислота, креатин, о-крезотиновая кислота, кротоновая кислота, кроцетин, ксантановая кислота, 2,4-ксилиловая кислота, 2,6-ксилиловая кислота, 3,4-ксилиловая кислота, ксимениновая кислота, кукурбиновая кислота, кумалевая кислота, кумалиновая кислота, кумариловая кислота, кумариновая кислота, о-кумаровая кислота, м-кумаровая кислота, п-кумаровая кислота, кумидиновая кислота, куминовая кислота, лактариновая кислота, лактобацилловая кислота, лантионин, лауриновая кислота, лауролеиновая кислота, лацериновая кислота, левулиновая кислота, лейцин, лейциновая кислота, леканоровая кислота, лигноцериновая кислота, лизергиновая кислота, лизин, ликановая кислота, лимонная кислота, лимоннояблочная кислота, линолевая кислота, 10,12-линолевая кислота, α-линоленовая кислота, липоевая кислота, α-литохолевая кислота, β-литохолевая кислота, лойпоновая кислота, лутидиновая кислота, малеиновая кислота, малоновая кислота, мальвовая кислота, маргариновая кислота, масляная кислота, мевалоновая кислота, мезаконовая кислота, мезитиловая кислота, мезитойная кислота, мезоксалевая кислота, меконовая кислота, мелилотовая кислота, мелиссовая кислота, меллитовая кислота, метагемипиновая кислота, метакриловая кислота, метионин, микомицин, миндальная кислота, мириоцин, миристиновая кислота, миристолеиновая кислота, молочная кислота, монокроталиновая кислота, монтановая кислота, мукобромная кислота, муконовая кислота, мукохлорная кислота, муравьиная кислота, муциновая кислота, нарцеин, нафталевая кислота, α-нафтойная кислота, β-нафтойная кислота, немотиновая кислота, непеталовая кислота, непетовая кислота, непетоновая кислота, нервоновая кислота, нефростериновая кислота, никотиновая кислота, нипекотиновая кислота, нопиновая кислота, норкамфорная кислота, норпиновая кислота, оксалуровая кислота, оксаминовая кислота, олеиновая кислота, оливетоловая кислота, опиановая кислота, орнитин, орнитуровая кислота, оротовая кислота, о-орселлиновая кислота, пальмитиновая кислота, пальмитолеиновая кислота,

пантовая кислота, пантоевая кислота, пантотеновая кислота, параконовая кислота, паринаровая кислота, пеларгоновая кислота, пеницилламин, пенициллановая кислота, пенициллиновая кислота, петроселиновая кислота, пивалиновая кислота, пиколиновая кислота, пимаровая кислота, пимелиновая кислота, пиновая кислота, пиноленовая кислота, пиноновая кислота, пинононовая кислота, пипеколиновая кислота, пипеколовая кислота, пипериновая кислота, пиперониловая кислота, пировинная кислота, пировиноградная кислота, пироглутаминовая кислота, пирокатеховая кислота, пиромеллитовая кислота, пирослизевая кислота, пироцинхоновая кислота, подокарповая кислота, порфобилиноген, прегнитиловая кислота, префеновая кислота, пристановая кислота, пробковая кислота, L-пролин, пропаргиловая кислота, пропиоловая кислота, пропионовая кислота, простановая кислота, протокатеховая кислота, протолихестериновая кислота, псилластеариновая кислота, птероилглутаминовая кислота, α-резорциловая кислота, β-резорциловая кислота, γ-резорциловая кислота, реин, рицинолевая кислота, салициловая кислота, цис-сантеновая кислота, транс-сантеновая кислота, себациновая кислота, селахолевая кислота, L-серин, сиаловая кислота, сильвиновая кислота, синапиновая кислота, синаповая кислота, сиреневая кислота, слизевая кислота, сорбиновая кислота, стеариновая кислота, стеароксиловая кислота, стеароловая кислота, стеркуловая кислота, стиллингиновая кислота, стипитатовая кислота, субериновая кислота, сукцинаминовая кислота, тапсиевая кислота, тарировая кислота, тартроновая кислота, тераконовая кислота, теребиновая кислота, терефталевая кислота, терпениловая кислота, тетроловая кислота, тиглиновая кислота, тимнодоновая кислота, тиоктовая кислота, L-тирозин, тироксин, о-толуиловая кислота, м-толуиловая кислота, п-толуиловая кислота, травматиновая кислота, L-треонин, трикарбаллиловая кислота, тримезиновая кислота, тримезитовая кислота, тримеллитовая кислота, L-триптофан, трицикленовая кислота, тропиновая кислота, троповая кислота, α-труксилловая кислота, труксиновая кислота, тубаевая кислота, туберкулостеариновая кислота, тубероновая кислота, увитиновая кислота, уксусная кислота, умбеллиновая кислота, урсодезоксихолевая кислота, урсохолановая кислота, кислота фейста, фенантровая кислота, L-фенилаланин, феруловая кислота, фитановая кислота, флоретиновая кислота, фолиевая кислота, фталаминовая кислота, фталевая кислота, фумаровая кислота, хаульмугровая кислота, хелидоновая кислота, хенодезоксихолевая кислота, хинальдиновая кислота, хининовая кислота, хинная кислота, хинолиновая кислота, холевая кислота, хоризмовая кислота, хризантемовая кислота, цервоновая кислота, церопластовая кислота, церотиновая кислота, цетолеиновая кислота, цефалоспорановая кислота, цилиановая кислота, цинеоловая кислота, цинхомероновая кислота, цинхониновая кислота, цинхоновая кислота, L-цистеин, цистеиновая кислота, цистин, цитраконовая кислота, Шикимовая кислота, щавелевая кислота, щавелевоуксусная кислота, щавелевоянтарная кислота, экгонидин, экгонин, экгониновая кислота, элаидиновая кислота, элеостеариновая кислота, энантовая кислота, эпитруксилловая кислота, эритрогеновая кислота, эруковая кислота, яблочная кислота, янтарная кислота, японовая кислота.

Соль, раствор которой предполагается загущать согласно настоящему изобретению, может быть выбрана из группы, включающей хлорид натрия, хлорид магния, хлорид калия, хлорид кальция, хлорид алюминия, хлорид никеля, нитрат натрия, гидрокарбонат натрия, сульфат алюминия, сульфат меди. Предпочтительным является использование хлоридов, таких как хлорид алюминия. В некоторых вариантах солью называют любую смесь солей. Также предусмотрено загущение раствора, содержащего одну или более кислот и одну или более солей.

Дополнительно, комбинация или композиция согласно изобретению может содержать преобразователь железа.

Преобразователь железа представляет собой соединение или композицию соединений, способную восстанавливать Fe (III) до Fe (II) с переводом железа в более растворимую двухвалентную форму и образовывать устойчивые хелатные комплексы с Fe(III), предотвращая выпадение в пласте аморфного осадка гидроксида железа Fe(OH)3, который помимо негативного влияния на проницаемость пласта является промежуточным продуктом при ржавлении железа. Использование преобразователя железа желательно, например, при применении металлического оборудования, а также ввиду того, что соли железа (III) снижают вязкость загеленных водных растворов кислот.

Примеры преобразователей железа включают аскорбиновую кислоту, лимонную кислоту, смесь меркаптоэтанола, хлорида меди и метанола, преобразователь железа AS-IR, но не ограничиваются ими.

При реализации настоящего изобретения могут применяться различные соотношения компонентов химической системы: цвиттерионного соединения формулы I и соединения, выбранного из группы б). Специалист сможет подобрать оптимальное соотношение путем рутинных экспериментов. В частности, соотношение любых двух компонентов может составлять примерно 0,1:100, 1:100, 1:50, 1:20, 1:10, 1:5, 1:3, 1:2: 1:1, 2:1, 3:1, 5:1, 10:1, 20:1, 50:1, 100:1, 100:0,1. В самом широком смысле нижняя граница или верхняя диапазона содержания каждого из компонентов в системе может составлять приблизительно 0,1, 0,2, 0,3, 0,4, 0,5, 0,6, 0,7, 0,8, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 45, 46, 47, 48, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 60, 61, 62, 63, 64, 65, 66, 67, 68, 69, 70, 71, 72, 73, 74, 75, 76, 77, 78, 79, 80, 81, 82, 84, 84, 85, 86, 87, 88, 89, 90, 91, 92, 93, 94, 95, 96, 97, 98, 99.

Содержание каждого из указанных компонентов, или их комбинации, в конечной композиции может составлять примерно 20%, примерно 15%, примерно 10%, примерно 5%, примерно 2,5%, примерно 2%, примерно 1%, примерно 0,5%, примерно 0,1% или меньше, включая все промежуточные диапазоны и значения.

В одном из вариантов реализации содержание цвиттерионного соединения составляет 1-7% или 1-5%, а содержание вспомогательного компонента составляет 1-7%.

Указанные значения содержания компонентов могут быть рассчитаны как по массе, так и по объему. Предполагается, что все значения являются приблизительными и учитывают возможные допустимые отклонения, составляющие ±15% или ±10% от приведенных значений.

В некоторых вариантах система представлена в виде раствора, в частности, водного раствора, содержащего соль.

Без намерения ограничить функциональность изобретения теоретическим обоснованием, авторы полагают, что молекулы цвиттерионного в растворах способны собираться в агрегаты, называемые мицеллами. Сначала образуются сферические мицеллы, затем при увеличении концентрации ПАВ они начинают взаимодействовать между собой, что приводит к их деформации. Как следствие, мицеллы стремятся принять цилиндрическую, дискообразную, пластинчатую или палочкообразную форму. Из-за этого ПАВ могут образовывать червеобразные мицеллы, которым свойственно образовывать сетку пространственных зацеплений, в результате чего раствор приобретает вязко-упругие свойства. Эти свойства зависят от свойств среды, в частности, рН. Цвиттерионное ПАВ, такое как ЭАПБ, способно образовывать червеобразные мицеллы в солевом растворе. При понижении pH бетаин протонируется и присутствует в растворе в виде сферических мицелл. Взаимодействие с ПАВ других типов позволяет получить пространственную сетку, обеспечивающую высокую вязкость, в различных условиях среды. Получение высокой вязкости нельзя очевидным образом спрогнозировать на основании доступной информации о поведении каждого из компонентов системы в растворе кислоты и/или соли.

Вторым аспектом настоящего изобретения является способ загущения водного раствора кислоты, включающий добавление в указанный водный раствор кислоты комбинации соединений, охарактеризованной выше, и, необязательно, преобразователя железа. Вещества согласно настоящему изобретению и преобразователь железа можно добавлять в загущаемый раствор кислоты как одновременно, например, в виде одной композиции, так и в любых комбинациях или по отдельности.

Третьим аспектом настоящего изобретения является набор компонентов химической системы для применения в загущении водного раствора кислоты и/или соли, или для осуществления описанного способа загущения водного раствора кислоты и/или соли. Указанный набор содержит компоненты, охарактеризованные выше, и, необязательно, преобразователь железа и/или соль.

Четвертым аспектом настоящего изобретения является композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, содержащая водный раствор кислоты и/или соли, указанный выше набор компонентов химической системы, и, необязательно, пропант.

В качестве кислоты может использоваться любая кислота, например, неорганическая кислота. Предпочтительным является применение соляной кислоты.

Содержание кислоты в указанном водном растворе и получаемом геле может находиться в диапазоне от 10% до 20%, необязательно 12 до 16 %. В одном из вариантов реализации применяют 15 % водный раствор соляной кислоты.

Содержание соли в растворе составляет 5,0 – 6,0 масс.%, предпочтительно, 6%. Предпочтительным является использование хлоридов, в частности хлорида кальция и хлорида алюминия.

Предпочтительное содержание компонентов в предлагаемой композиции, содержащей водный раствор кислоты или соли, следующее:

- соединение формулы I 2,5 - 5,0 масс.%;
- соединение, выбранное из группы б) 0,5 - 7,0 масс.%
и одно из следующего:
- неорганическая кислота 12,0 - 16,0 масс. % и
- необязательно, преобразователь железа 0,2 - 1,0 масс.%; или
- неорганическая соль 5,0 – 6,0 масс.%;
- остальное – вода.

Все компоненты композиции можно применять в форме растворов в подходящих растворителях. Такие растворители могут быть выбраны специалистом на основании общих знаний и соответствующих литературных данных. Неограничивающие примеры растворителей включают метанол, этанол, изопропанол, дихлорметан.

Настоящее изобретение можно применять в любых областях, где желательно получить раствор кислоты и/или соли повышенной вязкости и/или снизить скорость взаимодействия с кислотой. В частности, загеленные растворы кислот могут применяться в качестве чистящих средств и в косметологии. Соответственно, для любого раскрытого в настоящем документе варианта реализации предусмотрено его применение в указанных областях. В частности, дополнительным вариантом реализации изобретения является косметическая композиция, содержащая раствор соли и/или кислоты, загущенный и/или загеленный в соответствии с настоящим изобретением. Другим дополнительным вариантом реализации изобретения является чистящее средство или композиция для применения в качестве чистящего средства, содержащие раствор соли и/или кислоты, загущенный и/или загеленный в соответствии с настоящим изобретением. Такие композиции могут содержать любые дополнительные компоненты, применяемые в соответствующей области, при условии, что они не исключают возможность повышения вязкости состава в целом, достигаемую в соответствии с настоящим изобретением.

В одном из вариантов реализации композиция содержит пропант.

Пропант (или пропант, от англ. propping agent - «расклинивающий агент») представляет собой гранулообразный материал, который используется в нефтедобывающей промышленности для повышения эффективности отдачи скважин с применением технологии ГРП. Служит для закрепления (предупреждения смыкания под действием горного давления) трещин, создаваемых в ходе ГРП. Представляет собой гранулы сходного размера, с типичным диаметром от 0,5 до 1,2 мм. Согласно настоящему изобретению может применяться любой пропант, обычно применяемый в технологии КГРП.

Пропант добавляют в количествах, обычно используемых при осуществлении КГРП. В некоторых вариантах осуществления пропант добавляют из расчета 800 кг/м3 геля.

Пятым аспектом настоящего изобретения является способ добычи нефти из месторождения методом кислотного гидравлического разрыва пласта, включающий введение описанной выше композиции в месторождение и извлечение нефти из указанного месторождения.

Извлечение нефти из месторождения может быть осуществлено с использованием стандартных средств и методов, применяющихся в данной области, например, описанных в следующих источниках: Булатов А.И. и др. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебник для ВУЗов - М: ООО «Недра – Бизнесцентр» 2003 - 1007 с.;   Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта - М.: Недра, 1986. — 165 с.

Предпочтительным является применение настоящего изобретения в месторождениях, содержащих карбонатные породы.

Техническим результатом предложенной технологии является повышение вязкости кислотного раствора, что, помимо прочего, дает возможность эффективного переноса пропанта, а также обеспечивает эффективный процесс КГРП. Следует отметить, что авторам настоящего изобретения удалось создать композицию загустителя для водного раствора кислоты, обладающую высокой степенью вязкости, до 1800 сПз, достаточной для удержания и переноса пропанта в течение длительного времени, необходимого для осуществления полноценного и высокоэффективного КГРП.

При этом посредством одного полученного кислотного или солевого геля возможно одновременно создавать трещину ГРП, переносить пропант, закреплять трещину пропантом, обрабатывать карбонатный пласт кислотой и создавать высокопроницаемые каналы в критической зоне трещины, тем самым позволяя более эффективно и пролонгировано работать трещине ГРП.

Иными словами, настоящее изобретение позволяет заменить жидкость ГРП на солевой гель или использовать новую технологию с одной рабочей жидкостью.

Стадийность обработки месторождения традиционными способами, без применения настоящего изобретения выглядит следующим образом:

- Подготовительные пачки

- Водный гель с пропантом – формирование трещины ГРП

- Буферная стадия

- 15% соляная кислота – увеличение длины трещины

- Буферная стадия

- Водный гель с пропантом – закупоривание

- Буферная стадия

- 15% соляная кислота

- Буферная стадия

- Водный гель с пропантом

- Буферная стадия

- 15% соляная кислота

- Продавка жидкостей ГРП и удаление побочных продуктов.

На разных стадиях используется большое количество жидкостей, осуществление каждой из них требует отдельной емкости и смесителя.

Применение настоящего изобретения позволяет значительно упростить схему проведения КГРП, минимизировав задействуемые жидкости, емкости и оборудование:

- Подготовительные пачки

- Кислотный гель - формирование трещины ГРП и обработка кислотой, удержание трещины

- Кислотный гель с пропантом – закрепление трещины, обработка кислотой, удержание трещины

- Продавка жидкостей ГРП и удаление побочных продуктов.

Вкратце, к преимуществам способа добычи нефти согласно настоящему изобретению можно отнести следующие:

1. Простота применения, поскольку нет необходимости в применении большого количества реагентов, используемых в ходе традиционной технологии ГРП (сшиватели, брейкеры, биоциды, стабилизаторы, деэмульгатор, и т.д.)

2. Требуется значительно меньшее количество техники и емкостного парка для приготовления композиции по сравнению с традиционной технологией ГРП.

3. Возможность создания более длинной трещины за счет использования только одной жидкости для всей обработки. Это достигается за счет образования мицелл, которые придают кислоте гелеобразную структуру. Образовавшийся гель закупоривает протравленные каналы и увеличивает время взаимодействия их с кислотой.

4. Исключается стадия использования пачки с водным полимерным гелем на основе гуара, при этом указанная кислотная система разрушается полностью. Образовавшиеся продукты реакции хорошо растворяются в воде и легко удаляются из призабойной зоны при промывке.

5. Кислота, попадая в пласт, взаимодействует с карбонатными породами, в результате чего ее концентрация уменьшается, а содержание ионов Ca2+ возрастет, что приводит к уменьшению набухания глинистых пластов.

6. Использование только одной жидкости, которая обладает необходимыми характеристиками для проведения КГРП с пропантом.

7. Двойная система разрушения геля (снижение концентрации кислоты, смешение с углеводородами).

8. Низкие потери на трение.

9. Значительно уменьшается стоимость работ из-за уменьшения количества реагентов и стадий обработки.

В предложенной технологии применяется по существу только одна жидкость. По сравнению с классическими и комбинированными (чередование гуаровый гель с пропантом-кислота) схемами ГРП могут быть достигнуты следующие преимущества:

отсутствие полимерной составляющей, максимальная проводимость трещины и проницаемость стенок трещины,

ограничение распространения трещины по вертикали (увеличение “площадной” концентрации пропанта в продуктивной зоне),

минимизация закачиваемой жидкости,

высокая песконесущая способность жидкости, минимальное оседание пропанта и как следствие равномерное размещение пропанта в трещине.

Ниже настоящее изобретение будет разъяснено более подробно со ссылкой на Фигуры и Примеры, приведенные исключительно в иллюстративных целях, не ограничивающих объем настоящего изобретения.

Краткое описание чертежей.

На Фиг. 1 приведен график зависимости вязкости раствора от концентрации диэтаноламида кислот кокосового масла.

На Фиг. 2 приведен график зависимости вязкости раствора от концентрации алкилдиметиламиноксида.

На Фиг. 3 приведен график зависимости вязкости раствора от концентрации Гидроксиэтилалкилимидазола.

На Фиг. 4 приведен график зависимости вязкости раствора от концентрации алкилдиметиламиноксида.

На Фиг. 5 приведен график зависимости вязкости раствора от концентрации коричного альдегида при различных температурах.

На Фиг. 6 показаны результаты изучения удержания пропанта композицией на основе ЭАПБ и алкилдиметиламиноксида.

На Фиг. 7 показаны результаты изучения удержания пропанта композицией на основе ЭАПБ и диэтаноламида кислот кокосового масла.

На Фиг. 8 показаны результаты изучения удержания пропанта композицией на основе ЭАПБ и коричного альдегида.

Осуществление изобретения.

Пример 1. Приготовление композиции раствора соляной кислоты согласно настоящему изобретению.

Композицию готовили следующим образом. В 15% синтетическую соляную кислоту при перемешивании на верхнеприводной мешалке добавляли преобразователь железа «Hi-Iron», производства ЗАО «Специальная нефтепромысловая химия» (смесь меркаптоэтанола, хлорида меди и метанола) до концентрации 0,3-0,5% и одно из соединений, выбранное из группы, состоящей из диэтаноламида кислот кокосового масла, алкилдиметиламиноксида, гидроксиэтилалкилимидазола, коричного альдегида и оксикоричных кислот. Полученный раствор перемешивали.

Затем в полученный раствор при интенсивном перемешивании на нижнеприводной мешалке добавляли цвиттерионное соединение, а именно эруциламидопропилбетаин. Вязкость раствора значительно возрастала.

Типичные концентрации компонентов представлены в таблице:

Загеленный ПАВ на основе 15% HCl
Преобразователь железа 0,3 - 0,5 масс. %
Эруциламидопропилбетаин 1,5 - 8,0 масс. %
Диэтаноламид кислот кокосового масла, алкилдиметиламиноксид, гидроксиэтилалкилимидазол, коричный альдегид или оксикоричная кислота 0,1 - 7,0 масс. %

Для исследования реологических характеристик полученной системы использовали вискозиметр Brookfield модели DV2TLVTJ0, шпиндель LV4 (64), при скорости 100 об./мин.

Пример 2. Оценка вязкости солянокислых растворов растворов ЭАПБ и диэтаноламида кислот кокосового масла

Определяли зависимость вязкости раствора соляной кислоты от концентрации реагентов композиции согласно настоящему изобретению. Указанный раствор готовили способом, указанным выше в Примере 1.

Для исследования реологических характеристик полученной системы использовали вискозиметр Brookfield модели DV2TLVTJ0, шпиндель LV4 (64), 100 об./мин.

Полученные данные представлены в Таблице 1 и на Фиг. 1.

Таблица 1. Зависимость вязкости кислоты (сПз) от содержания диэтаноламида кислот кокосового масла (кокодиэтаноламида).

Состав Содержание, масс. % Вязкость, сПз
Кокодиэтаноламид
ЭАПБ
Hi Iron
0,5
5
0,3
60
Кокодиэтаноламид
ЭАПБ
Hi Iron
1
5
0,3
68
Кокодиэтаноламид
ЭАПБ
Hi Iron
1,5
5
0,3
102
Кокодиэтаноламид
ЭАПБ
Hi Iron
2,0
5
0,3
210
Кокодиэтаноламид
ЭАПБ
Hi Iron
2,5
5
0,3
528
Кокодиэтаноламид
ЭАПБ
Hi Iron
3,0
5
0,3
1002
Кокодиэтаноламид
ЭАПБ
Hi Iron
3,5
5
0,3
1068
Кокодиэтаноламид
ЭАПБ
Hi Iron
4,0
5
0,3
1434
Кокодиэтаноламид
ЭАПБ
Hi Iron
4,5
5
0,3
1386

Максимальная вязкость композиции, равная 1434 сПз, достигалась при использовании композиции, содержащей 5% ЭАПБ, 4% кокодиэтаноламида и 0,3% преобразователя железа «Hi Iron».

Пример 3. Оценка вязкости солянокислых растворов растворов ЭАПБ и алкилдиметиламиноксида

Определяли зависимость вязкости раствора соляной кислоты от концентрации реагентов композиции согласно настоящему изобретению. Указанный раствор готовили способом, указанным выше в Примере 1.

Для исследования реологических характеристик полученной системы использовали вискозиметр Brookfield модели DV2TLVTJ0, шпиндель LV4 (64), 100 об./мин.

Полученные данные представлены в Таблице 2 и на Фиг. 2.

Таблица 2. Зависимость вязкости раствора (сПз) от содержания алкилдиметиламиноксида (в качестве примера, Амонксид Норкем НОРОКСИД™ ДМА18, С12-С18 алкилдиметиламиноксид, CAS 69955-55-5 ).

Состав Содержание, масс. % Вязкость, сПз
Алкилдиметиламиноксид С12-С18 30%
ЭАПБ
Hi Iron
1,5
5
0,3
450
Алкилдиметиламиноксид С12-С18 30%
ЭАПБ
Hi Iron
2,0
5
0,3
540
Алкилдиметиламиноксид С12-С18 30%
ЭАПБ
Hi Iron
2,5
5
0,3
558
Алкилдиметиламиноксид С12-С18 30%
ЭАПБ
Hi Iron
3,0
5
0,3
594
Алкилдиметиламиноксид С12-С18 30%
ЭАПБ
Hi Iron
3,5
5
0,3
598
Алкилдиметиламиноксид С12-С18 30%
ЭАПБ
Hi Iron
4,0%
5
0,3
900
Алкилдиметиламиноксид С12-С18 30%
ЭАПБ
Hi Iron
4,5
5
0,3
972
Алкилдиметиламиноксид С12-С18 30%
ЭАПБ
Hi Iron
5,0
5
0,3
1200
Алкилдиметиламиноксид С12-С18 30%
ЭАПБ
Hi Iron
5,5
5
0,3
1626
Алкилдиметиламиноксид С12-С18 30%
ЭАПБ
Hi Iron
6,0
5
0,3
1654
Алкилдиметиламиноксид С12-С18 30%
ЭАПБ
Hi Iron
6,5
5
0,3
1680
Алкилдиметиламиноксид С12-С18 30%
ЭАПБ
Hi Iron
7,0
5
0,3
1758

Максимальная вязкость композиции, равная 1758 сПз, достигалась при использовании композиции, содержащей 5% ЭАПБ, 7% алкилдиметиламиноксида и 0,3% преобразователя железа «Hi Iron».

Пример 4. Оценка вязкости солянокислых растворов растворов ЭАПБ и гидроксиэтилалкилимидазола

Определяли зависимость вязкости раствора соляной кислоты от концентрации реагентов композиции согласно настоящему изобретению. Указанный раствор готовили способом, указанным выше в Примере 1.

Для исследования реологических характеристик полученной системы использовали вискозиметр Brookfield модели DV2TLVTJ0, шпиндель LV4 (64), 100 об./мин.

Полученные данные представлены в Таблице 3 и на Фиг. 3.

Таблица 3. Зависимость вязкости раствора (сПз) от содержания гидроксиэтилалкилимидазола.

Состав Загрузки, % Вязкость, сПз
Гидроксиэтилалкилимидазол
ЭАПБ
Hi Iron
0,5
5
0,3
28
Гидроксиэтилалкилимидазол ЭАПБ
Hi Iron
1
5
0,3
42
Гидроксиэтилалкилимидазол
ЭАПБ
Hi Iron
1,5
5
0,3
258
Гидроксиэтилалкилимидазол
ЭАПБ
Hi Iron
2,0
5
0,3
390
Гидроксиэтилалкилимидазол
ЭАПБ
Hi Iron
2,5
5
0,3
654
Гидроксиэтилалкилимидазол
ЭАПБ
Hi Iron
3,0
5
0,3
426
Гидроксиэтилалкилимидазол
ЭАПБ
Hi Iron
3,5
5
0,3
350

Максимальная вязкость композиции, равная 654 сПз, достигалась при использовании композиции, содержащей 5% ЭАПБ, 2,5% гидроксиэтилалкилимидазола и 0,3% преобразователя железа «Hi Iron».

Пример 5. Оценка вязкости солянокислых растворов растворов ЭАПБ и алкилдиметиламиноксида

Определяли зависимость вязкости раствора соляной кислоты от концентрации реагентов композиции согласно настоящему изобретению. Указанный раствор готовили способом, указанным выше в Примере 1.

Для исследования реологических характеристик полученной системы использовали вискозиметр Brookfield модели DV2TLVTJ0, шпиндель LV4 (64), 100 об./мин.

Полученные данные представлены в Таблице 4 и на Фиг. 4.

Таблица 4. Зависимость вязкости раствора (сПз) от содержания алкилдиметиламиноксида (Норкем НОРОКСИД™ ДМА18, С12-С18 алкилдиметиламиноксид, CAS 69955-55-5).

Состав Загрузки, % Вязкость, сПз
Алкилдиметиламиноксид
ЭАПБ
Hi Iron
1
5
0,3
402
Алкилдиметиламиноксид
ЭАПБ
Hi Iron
2
5
0,3
462
Алкилдиметиламиноксид
ЭАПБ
Hi Iron
3,0
5
0,3
702
Алкилдиметиламиноксид
ЭАПБ
Hi Iron
4,0
5
0,3
1470
Алкилдиметиламиноксид
ЭАПБ
Hi Iron
5,0
5
0,3
1536
Алкилдиметиламиноксид
ЭАПБ
Hi Iron
4,0
3
0,3
762
Алкилдиметиламиноксид
ЭАПБ
Hi Iron
5,0
3
0,3
942
Алкилдиметиламиноксид
ЭАПБ
Hi Iron
6,0
3
0,3
936
Алкилдиметиламиноксид
ЭАПБ
Hi Iron
7,0
3
0,3
852

Максимальная вязкость композиции, равная 1536 сПз, достигалась при использовании композиции, содержащей 5% ЭАПБ, 5% алкилдиметиламиноксида и 0,3% преобразователя железа «Hi Iron».

Пример 6. Оценка вязкости солянокислых растворов растворов ЭАПБ и коричного альдегида при различных температурах

Определяли зависимость вязкости раствора соляной кислоты от концентрации коричного альдегида при различных температурах. Указанный раствор готовили способом, указанным выше в Примере 1, за исключением того, что использовали раствор 12% соляной кислоты. Содержание ЭАПБ составляло 8%, содержание преобразователя железа составляло 0,5%.

Для исследования реологических характеристик полученной системы использовали вискозиметр Brookfield модели DV2TLVTJ0, шпиндель LV4 (64), 100 об./мин.

Полученные данные представлены в Таблице 5 и на Фиг. 5.

Таблица 5. Зависимость вязкости раствора (сПз) от содержания коричного альдегида.

Содержание коричного альдегида, масс.% Вязкость, сПз, при температуре
20°С 60°С 70°С 80°С
0,0 738 692 691 690
0,1 642 558 576 846
0,2 444 606 954 618
0,3 654 1230 1434 444
0,4 978 1398 1068 30
0,5 1272 1650 1104 24

Максимальная вязкость композиции, равная 1650 сПз, достигалась при температуре 60°С при использовании композиции, содержащей 8% ЭАПБ, 0,5% коричного альдегида и 0,5% преобразователя железа «Hi Iron».

Пример 7. Приготовление композиции раствора неорганической соли согласно настоящему изобретению.

Композицию готовили следующим образом. В дистиллированной воде растворяли 5% эруциламидопропилбетаина и 0,75 % бутилгликоля (бутилцеллозольва). Получали легкотекучий невязкий раствор.

В водный раствор при перемешивании на верхнеприводной мешалке добавляли 6% неорганической соли. Вязкость раствора возрастала.

Для исследования реологических характеристик полученной системы использовали вискозиметр Brookfield модели DV2TLVTJ0, шпиндель LV4 (64), при скорости 100 об./мин.

Пример 8. Оценка вязкости солевых растворов растворов ЭАПБ и алкилдиметиламиноксида и бутилгликоля (бутилцеллозольва)

Определяли вязкости растворов различных неорганических солей и реагентов композиции согласно настоящему изобретению. Указанный раствор готовили способом, указанным выше в Примере 6.

Для исследования реологических характеристик полученной системы использовали вискозиметр Brookfield модели DV2TLVTJ0, шпиндель LV4 (64), 100 об./мин.

Полученные данные представлены в Таблице 6.

Соль Вязкость, сПз
NaCl 138
MgCl2 138
KCl 560
CaCl2 1008
AlCl3 1158
NiCl2 118
NaNO3 228
NaHCO3 396
Al2(SO4)3 96
CuSO4 186

Максимальная вязкость композиции, равная 1158 сПз, достигалась при использовании композиции, содержащей 5% ЭАПБ, 0,75% бутилгликоля и 6% хлорида алюминия.

Пример 9. Изучение удержания пропанта композицией на основе ЭАПБ и алкилдиметиламиноксида (Норкем НОРОКСИД™ ДМА18, С12-С18 алкилдиметиламиноксид, CAS 69955-55-5).

Для изучения удержания пропанта композицией на основе ЭАПБ и алкилдиметиламиноксида готовили раствор, содержащий следующие компоненты:

Загеленный ПАВ на основе 15% HCl
Преобразователь железа 0,5%
Эруциламидопропилбетаин 5%
Алкилдиметиламиноксид 4%

В загущенную кислоту вносили пропант (фракции 16/20) из расчета 800 кг/м3 и помещали полученную смесь в мерный цилиндр. Наблюдали за оседанием пропанта в течение времени. Результаты эксперимента показаны на Фиг. 6.

Было установлено, что пропант в указанной смеси полностью оседал за 30 минут.

Пример 10. Изучение удержания пропанта композицией на основе ЭАПБ и диэтаноламида кислот кокосового масла

Для изучения удержания пропанта композицией на основе ЭАПБ и диэтаноламида кислот кокосового масла готовили раствор, содержащий следующие компоненты:

Загеленный ПАВ на основе 15% HCl
Преобразователь железа 0,5%
Эруциламидопропилбетаин 5%
Кокодиметаноламид 2%

В загущенную кислоту вносили пропант (фракции 16/20) из расчета 800 кг/м3 и помещали полученную смесь в мерный цилиндр. Наблюдали за оседанием пропанта в течение времени. Результаты эксперимента показаны на Фиг. 7.

Было установлено, что пропант в указанной смеси не оседает даже за 1,5 часа.

Пример 11. Изучение удержания пропанта композицией на основе ЭАПБ и коричного альдегида

Для изучения удержания пропанта композицией на основе ЭАПБ и коричного альдегида готовили раствор, содержащий следующие компоненты:

Загеленный ПАВ на основе 12% HCl
Преобразователь железа 0,5%
Эруциламидопропилбетаин 8%
Коричный альдегид 0,5%

В загущенную кислоту вносили пропант (фракции 16/20) из расчета 800 кг/м3 и помещали полученную смесь в мерный цилиндр. Наблюдали за оседанием пропанта в течение времени. Результаты эксперимента показаны на Фиг. 8.

Было установлено, что пропант в указанной смеси полностью осел за 90 минут, что достаточно для проведения работ по осуществлению гидравлического разрыва пласта.

Другие варианты системы согласно настоящему изобретению исследуются в соответствии с аналогичным планом экспериментов.

Необходимо понимать, что предыдущее описание приведено исключительно в целях пояснения настоящего изобретения. Специалисты, обладающие обычной квалификацией в данной области техники, могут разработать различные альтернативные варианты и модификации, не выходящие за рамки настоящего изобретения, определяемые формулой настоящего изобретения. Таким образом, предполагается, что настоящее изобретение охватывает все подобные альтернативные варианты, модификации и вариации, которые находятся в пределах объема прилагаемой формулы изобретения. Все численные значения, приведенные в настоящем документе, являются приблизительными и допускают обычные вариации, например, в пределах +/- 10-15% от конкретного указанного значения. Указанные процентные значения могут относиться к массовым, объемным или массо-объемным процентам.

1. Применение комбинации:

а) цвиттерионного соединения формулы I

,

где R представляет собой насыщенный, моно-, ди- или триненасыщенный углеводородный радикал С925; R1 представляет собой -СOO- или -CH2COO-; R2, R3, R4, R5 независимо представляют собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил или бензил;

б) соединения, выбранного из группы, состоящей из диэтаноламидов жирных кислот фракции С1020, алкилдиметиламиноксида, гидроксиэтилалкилимидазола, бутилгликоля, коричного альдегида и оксикоричных кислот; и

в) необязательно, преобразователя железа для загущения водного раствора кислоты и/или соли.

2. Применение по п. 1, характеризующееся тем, что в качестве соединения формулы I используют эруциламидопропилбетаин (ЭАПБ).

3. Применение по п. 1, характеризующееся тем, что в качестве диэтаноламидов жирных кислот фракции С1020 используют диэтаноламиды кислот кокосового масла.

4. Применение по любому из пп. 1-3, характеризующееся тем, что в качестве преобразователя железа используют смесь меркаптоэтанола, хлорида меди и метанола.

5. Способ загущения водного раствора кислоты и/или соли, включающий добавление в указанный водный раствор кислоты и/или соли

а) цвиттерионного соединения формулы I

,

где R представляет собой насыщенный, моно-, ди- или триненасыщенный углеводородный радикал С925; R1 представляет собой -СOO- или -CH2COO-; R2, R3, R4, R5 независимо представляют собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил или бензил;

б) соединения, выбранного из группы, состоящей из диэтаноламидов жирных кислот фракции С1020, алкилдиметиламиноксида, гидроксиэтилалкилимидазола, бутилгликоля, коричного альдегида и оксикоричных кислот; и

в) необязательно, преобразователя железа.

6. Способ по п. 5, характеризующийся тем, что в качестве соединения формулы I используют эруциламидопропилбетаин (ЭАПБ).

7. Способ по п. 5, характеризующийся тем, что в качестве диэтаноламидов жирных кислот фракции С1020 используют диэтаноламиды кислот кокосового масла.

8. Способ по любому из пп. 5-7, характеризующийся тем, что в качестве преобразователя железа используют смесь меркаптоэтанола, хлорида меди и метанола.

9. Способ по любому из пп. 5-8, характеризующийся тем, что соединение формулы I, соединение, выбранное из группы, состоящей из диэтаноламидов жирных кислот фракции С1020, алкилдиметиламиноксида, гидроксиэтилалкилимидазола, бутилгликоля, коричного альдегида, оксикоричных кислот, и, необязательно, преобразователь железа добавляют совместно.

10. Способ по любому из пп. 5-8, характеризующийся тем, что соединение формулы I, соединение, выбранное из группы, состоящей из диэтаноламидов жирных кислот фракции С1020, алкилдиметиламиноксида, гидроксиэтилалкилимидазола, бутилгликоля, коричного альдегида, оксикоричных кислот, и, необязательно, преобразователь железа добавляют раздельно.

11. Набор компонентов для применения по любому из пп. 1-4 или осуществления способа по любому из пп. 5-10, содержащий:

а) цвиттерионное соединение формулы I

,

где R представляет собой насыщенный, моно-, ди- или триненасыщенный углеводородный радикал С925; R1 представляет собой -СOO- или -CH2COO-; R2, R3, R4, R5 независимо представляют собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил или бензил;

б) соединение, выбранное из группы, состоящей из диэтаноламидов жирных кислот фракции С1020, алкилдиметиламиноксида, гидроксиэтилалкилимидазола, бутилгликоля, коричного альдегида и оксикоричных кислот; и

в) необязательно, преобразователь железа.

12. Набор по п. 11, характеризующийся тем, что в качестве соединения формулы I используют эруциламидопропилбетаин (ЭАПБ).

13. Набор по п. 11, характеризующийся тем, что в качестве диэтаноламидов жирных кислот фракции С1020 используют диэтаноламиды кислот кокосового масла.

14. Набор по любому из пп. 11-13, характеризующийся тем, что в качестве преобразователя железа используют смесь меркаптоэтанола, хлорида меди и метанола.

15. Набор компонентов по любому из пп. 11-13, выполненный в форме композиции, предпочтительно в форме водного раствора, содержащего соль, предпочтительно хлорид аммония.

16. Композиция для осуществления гидравлического разрыва пласта, содержащая водный раствор кислоты и/или соли, набор компонентов по любому из пп. 11-15 и пропант.

17. Композиция по п. 16, характеризующаяся тем, что указанной кислотой является соляная кислота.

18. Композиция по п. 17, характеризующаяся тем, что содержание соляной кислоты составляет 12-16 мас.%, предпочтительно 15 мас.%.

19. Композиция по п. 16, характеризующаяся тем, что указанная соль выбрана из группы, включающей хлорид натрия, хлорид магния, хлорид калия, хлорид кальция, хлорид алюминия, хлорид никеля, нитрат натрия, гидрокарбонат натрия, сульфат алюминия, сульфат меди.

20. Композиция по п. 19, характеризующаяся тем, что содержание соли составляет 5,0-6,0 мас.%, предпочтительно 6 мас.%.

21. Композиция по п. 16, характеризующаяся следующим содержанием компонентов:

соединение формулы I 2,5-5,0 мас.%
соединение, выбранное из группы б) 0,5-7,0 мас.%

и одно из следующего:

кислота 12,0-16,0 мас.%
и, необязательно, преобразователь железа 0,2-1,0 мас.%
или
соль 5,0–6,0 мас.%
остальное вода и пропант

22. Способ добычи нефти из месторождения методом кислотного гидравлического разрыва пласта, включающий:

- введение композиции по любому из пп. 16-21 в месторождение и

- извлечение нефти из месторождения.

23. Способ по п. 22, характеризующийся тем, что применяют метод кислотного гидравлического разрыва и используемая композиция содержит кислоту.

24. Способ по п. 23, характеризующийся тем, что кислотой является соляная кислота.

25. Способ по п. 22, характеризующийся тем, что указанное месторождение содержит карбонатные породы.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины. Технический результат – повышение эффективности способа за счет его упрощения.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к методам повышения нефтеотдачи пласта формированием трещин с использованием кислоты. Способ кислотной обработки призабойной зоны кустовой скважины включает отбор в кусту скважин пары добывающих скважин, расположенных рядом, с обводненностью продукции не более 30 %.

Изобретение относится к области бурения и освоения боковых стволов нефтяных и газовых скважин. Перед бурением боковых стволов с основным горизонтальным открытым стволом на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: телесистема, одна утяжелённая бурильная труба, клин-отклонитель.

Группа изобретений относится к области строительства многозабойных скважин. Перед бурением бокового ствола определяют расстояние до водоносного пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение технологичности способа обработки призабойной зоны скважины, снижение длительности и трудоемкости процесса.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости более 2,0 м3/(МПа⋅ч), эффективное воздействие кислотным составом на породу, выравнивание фронта обработки, увеличение дебита нефти до 50%.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для воздействия на призабойную зону. При срабатывании воспламенителя 4, воспламеняется и сгорает небронированный пороховой элемент 2, образуя первый импульс повышенного давления за счет быстрого поверхностного горения небронированного порохового элемента 2.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям интенсификации добычи нефти. Технический результат – ограничение водопритоков из высокопроницаемых трещин гидравлического разрыва пласта, дополнительная добыча нефти, увеличение темпа разработки залежи углеводородов и текущего коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение термостабильности эмульсионной системы, увеличение темпа разработки нефтегазоносного объекта, увеличение продолжительности положительного эффекта и дополнительная добыча нефти.

Изобретение относится к получению жидкости для гидроразырыва, используемой при гидроразрыве подземного пласта. Способ получения высококачественной жидкости для гидроразрыва пласта, содержащий обеспечение первого потока, содержащего жидкий СО2, образование второго потока, содержащего воду и другие добавки, и повышение давления до давления, требуемого для операции гидравлического разрыва, введение расклинивающего наполнителя только в первый поток, содержащий жидкий СО2, при концентрации до 20 фунт/галлон (2,4 кг/дм3) и повышение давления до давления, требуемого для операции гидравлического разрыва, смешение находящихся под давлением первого и второго потоков, включая расклинивающий наполнитель с первой указанной стадии, образуя высококачественную жидкость для гидроразрыва пласта, имеющую Митчелл-характеристику по меньшей мере 50% и характеристику суспензии менее 95%, где первый и второй потоки обеспечивают при постоянном предварительно определенном соотношении объемного потока для поддержания постоянной характеристики суспензии в образующейся жидкости для гидроразрыва пласта, и концентрация расклинивающего наполнителя в жидкости для гидроразрыва пласта независимо варьируется посредством скорости добавления расклинивающего наполнителя в первый указанный поток на стадии.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения азимутального направления и высоты трещины после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) в породах со слабосцементированной призабойной зоной пласта.
Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам интенсификации работы скважин формированием трещин в продуктивном пласте (гидроразрыв пласта - ГРП).
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при проведении пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта (МГРП) с изменяемым размером гранул пропанта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке участка слабопроницаемого нефтяного пласта с использованием вертикальных трещин многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в целях поддержания пластового давления (ППД).

Системы и способы генерируют оптимизированные параметры работ гидроразрыва пласта с помощью итеративной оптимизации проектного решения по забойной температуре, проектного решения по перфорации, проектного решения по импульсной подаче жидкости гидроразрыва и проектного решения по проппанту на основе пластовых свойств, свойств проппанта, выбора кандидата, моделирования потоков и геомеханического моделирования и технических расчетов, где системы и способы реализуют в цифровом устройстве обработки данных.

Настоящее изобретение относится к разжижающим композициям и способам их использования для разрыва подземных пластов при добыче нефти и газа. Водная неэмульгированная разжижающая композиция для применения во флюиде на водной основе для обработки пласта, содержит воду, по меньшей мере, один водорастворимый органический пероксид, представляющий собой трет-бутилгидропероксид, и по меньшей мере, один спирт, выбранный из группы, состоящей из: пропиленгликоля, бутилового спирта, моносахарида, дисахарида, их комбинации, указанные пероксид и спирт присутствуют в количестве, эффективном для снижения вязкости флюида на водной основе для обработки пласта при температуре 90-300°F и для поддержания сниженной вязкости в течение некоторого периода времени после снижения температуры с 90-300°F.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва продуктивного пласта. Способ включает добавление в жидкость гидроразрыва расклинивающего агента частиц керамического проппанта и его доставку на первом этапе в удаленную часть трещины гидроразрыва, с сохранением частиц проппанта в процессе фильтрации пластового флюида при освоении скважин и добыче углеводородов.

Настоящее изобретение относится к покрытым смолой частицам и способу их получения. Способ получения частиц отверждаемого при низкой температуре расклинивающего наполнителя, включающий нагревание частиц, добавление отверждаемой смолы с обеспечением покрытия указанных частиц смолой, по меньшей мере частичное отверждение смолы и добавление от 0,1 до 2,0 частей поверхностно-активного вещества на 100 частей указанных частиц, причем указанные частицы расклинивающего наполнителя являются свободно текучими в сухом состоянии при комнатной температуре.

Настоящее изобретение относится к расклинивающим агентам, используемым при гидроразрыве подземного пласта для добычи углеводородных флюидов. Расклинивающие агенты с покрытием, включающие множество ядер расклинивающих агентов, состоящих из кварцевого песка или бурого песка, и покрытие на основе алюмосиликата, которое, по крайней мере, частично нанесено на ядра расклинивающих агентов, где молярное соотношение SiO2/Al2O3 находится в интервале от 1:1 до 6:1, содержание покрытия изменяется в от 2 до 30 мас.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к загущению водных растворов кислот и солей и применению загущенного раствора для гидравлического разрыва пласта. Технический результат - повышение эффективности переноса пропанта в течение длительного промежутка времени, повышение эффективности извлечения углеводородов из пласта. Применение комбинации: а) цвиттерионного соединения формулы I ,где R представляет собой насыщенный, моно-, ди- или триненасыщенный углеводородный радикал С9-С25; R1 представляет собой -СOO- или -CH2COO-; R2, R3, R4, R5 независимо представляют собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил или бензил; б) соединения, выбранного из группы, состоящей из диэтаноламидов жирных кислот фракции С10-С20, алкилдиметиламиноксида, гидроксиэтилалкилимидазола, бутилгликоля, коричного альдегида и оксикоричных кислот; и в) необязательно, преобразователя железа для загущения водного раствора кислоты иили соли. 5 н. и 20 з.п. ф-лы, 8 ил., 9 табл.

Наверх