ОЧИЩАЮЩАЯ ДОБАВКА ДЛЯ ЖИДКОСТЕЙ НА ОСНОВЕ ВЯЗКОУПРУГИХ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ Российский патент 2011 года по МПК C09K8/52 E21B43/26 

Область техники

Настоящее изобретение относится к загущенным жидкостям для обработки, используемым во время операций извлечения углеводородов и, более конкретно, по одному из вариантов настоящего изобретения, к способу “очистки скважины” или удаления жидкостей для обработки на водной основе, содержащих огеливающие агенты (загустители) на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ, используемых во время операций извлечения углеводородов.

Предпосылки создания изобретения

Одним из основных способов возбуждения притока пластового флюида в скважину при добыче углеводородов является гидравлический разрыв пласта. Гидравлический разрыв пласта представляет собой метод, при котором для разрыва или растрескивания подземного пласта используются производительность насосной установки и гидравлическое давление. После образования трещины или трещин расклинивающий агент, имеющий более высокую проницаемость по сравнению с проницаемостью пласта, закачивается в трещину для удерживания трещины от смыкания. После снижения производительности насосной установки и давления или их дальнейшего неиспользования в пласте трещина или разрыв уже не могут закрыться или заполниться содержимым пласта полностью, поскольку высокопроницаемый расклинивающий агент препятствует ее закрытию. Такая трещина или разрыв с расклинивающим агентом обеспечивает высокопроницаемый путь доступа, соединяющий эксплуатируемую скважину с более большой площадью пласта в целях увеличения добычи углеводородов.

Способы разработки приемлемых жидкостей (текучих сред) для закрепления трещин в пласте являются достаточно сложными, поскольку такие жидкости должны одновременно отвечать сразу нескольким условиям. Например, они должны обладать устойчивостью к высоким температурам и(или) высокой производительности насосных установок, а также к скорости сдвига, под действием которых свойства таких жидкостей могут ухудшиться и расклинивающий агент может преждевременно выпасть в осадок до завершения операции гидравлического разрыва пласта. В предшествующие годы в этих целях были разработаны различные жидкости, однако большинство промышленно используемых жидкостей для гидроразрыва пласта представляют собой жидкости на водной основе, которые встречаются либо загущенными, либо вспененными. При загущении жидкостей для гидроразрыва пласта, как правило, используется полимерный огеливающий агент, такой как сольватируемый полисахарид, например, гуар и производные гуарполисахариды. Загущенная или огеленная жидкость помогает удерживать раклинивающий агент в жидкости. Загущение может быть выполнено или повышено посредством использования сшивающих агентов или сшивателей, которые способствуют образованию поперечных или мостиковых связей в полимерах, повышая, таким образом, вязкость жидкости. К одной из наиболее традиционных химически сшитых полимерных жидкостей можно отнести гуар, образующий мостиковые связи в борате.

Извлечение жидкостей для гидроразрыва пласта может быть выполнено за счет снижения вязкости жидкости до такой низкой величины, которая позволяла бы естественное течение жидкости под действием пластовых флюидов. Для снижения вязкости или “разбивания” геля химически сшитые гели, как правило, требуют введения химических реагентов для снижения вязкости. В качестве таких химических реагентов для снижения вязкости можно назвать энзимы, окислители и кислоты. Энзимы эффективны в диапазоне значений pH, как правило от 2,0 до 10,0, с повышением активности при снижении показателя pH в направлении от 10,0 до нейтрального значения. Большинство традиционно используемых жидкостей для гидроразрыва пласта, химически сшитых в борате, и разжижителей геля гидроразрыва рассчитывают исходя из фиксированного высокого значения pH химически сшитой жидкости при температуре окружающей среды и(или) температуре продуктивного пласта. Оптимизация значения pH геля, химически сшитого в борате, является важной для достижения должной устойчивости химической связи и контролируемой активности энзимного разжижителя.

Поскольку в прошлом в качестве огеливающих агентов в жидкостях для гидроразрыва пласта использовались полимеры для удерживания или суспендирования частиц твердых веществ, как было замечено выше, то для снижения вязкости такие полимеры обычно требовали введения отдельных составов разжижителей геля гидроразрыва. Кроме того, такие полимеры имеют тенденцию оставлять покрытие на расклинивающем агенте или фильтрационную корку из обезвоженного полимера на поверхности разрыва даже после разжижения геля гидроразрыва. Такое покрытие и(или) фильтрационная корка могут препятствовать действию расклинивающего агента. Результаты исследований также показали, что “рыбьи глаза” и(или) “микрогели”, присутствующие в некоторых жидкостях-носителях, загущенных полимером, забивают устья пор, что приводит к снижению проникновения жидкости в пласт при гидроразрыве пласта и к повреждению пласта.

В недавнем прошлом было обнаружено, что промывочные жидкости и жидкости для обработки пласта на водной основе могут быть загущены или же их вязкость может быть повышена за счет использования неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ (жидкостей) (ВУПАВ). Такие ВУПАВ обладают преимуществами по сравнению с использованием полимерных загустителей, поскольку они являются поверхностно-активными веществами с низкой молекулярной массой, по этой причине они меньше повреждают пласт, не имея реагента, снижающего водоотдачу, они не оставляют фильтрационной корки на поверхности пласта, оставляют очень незначительное покрытие на расклинивающем агенте, и не образуют микрогелей или “рыбьих глаз”. Виден также прогресс в разработке внутренних систем разжижителей геля для неполимерных загущенных жидкостей на основе ВУПАВ, т.е. систем разжижителей геля, в которых используются такие продукты, которые входят в состав жидкостей, загущенных ВУПАВ, и растворяются в этих жидкостях, которые активизируются в скважинных условиях, что позволяет контролировать скорость снижения вязкости загущенной жидкости в течение достаточно короткого периода времени, составляющего от 1 до 4 часов или около того, аналогичного периоду времени для разжижения геля, которое обычно характерно для традиционных химически сшитых систем загущенных полимером жидкостей.

Более того, хотя жидкости, загущенные ВУПАВ, представляют собой усовершенствование по сравнению с жидкостями, загущенными полимером, с точки зрения легкости очистки от остаточных загущенных материалов, после разжижения/снижения вязкости жидкости и образования жидкости или после ее обратного потока, необходимы также усовершенствования в области очистки скважин после операций, связанных с применением жидкостей, загущенных ВУПАВ.

В основе настоящего изобретения лежит задача разработки способов очистки скважин в целях более полного и несложного удаления жидкостей для заканчивания скважины, загущенных при использовании ВУПАВ и состоящих из ВУПАВ, в частности, удаления остатков таких жидкостей или отложений, оставленных такими жидкостями.

Краткое изложение сущности изобретения

В настоящем изобретении, в его неограничительном варианте, предлагается способ обработки (очистки) подземного продуктивного пласта, включающий закачку жидкости на водной основе, загущенной вязкоупругим поверхностно-активным веществом (ВУПАВ), в подземный продуктивный пласт; и закачку микроэмульсии в подземный продуктивный пласт или до, или после, и(или) одновременно с закачкой в продуктивный пласт жидкости на водной основе, загущенной ВУПАВ.

В другом неограничительном варианте настоящего изобретения, данный способ направлен на дальнейшее усовершенствование свойства процесса извлечения углеводородов. Усовершенствованное свойство является следствием присутствия микроэмульсии, вводимой в пласт до, после, и(или) одновременно с введением жидкости, загущенной ВУПАВ, в пласт, по сравнению с аналогичным способом или в отличие от аналогичного способа, в котором микроэмульсия не используется. Примеры свойств, которые могут быть усовершенствованы, включают, но необязательно ограничиваются, очисткой скважины жидкостью на водной основе, загущенной ВУПАВ, повышением скорости и(или) увеличением общего количества ВУПАВ, возвращаемого из продуктивного пласта, более низкой степенью осаждения молекул ВУПАВ на минералах продуктивного пласта, способствованием тому, что вода продолжает проникать в поровое пространство скелета породы продуктивного пласта, снижая поверхностное натяжение между водой и поровым пространством, предотвращением или устранением снижения проницаемости пласта за счет проникновения воды в поровое пространство, предотвращением или коррекцией несовместимости жидкости на основе ВУПАВ, с сырой нефтью продуктивного пласта, контролем проникновения загущенной ВУПАВ жидкости в продуктивный пласт при гидроразрыве пласта, растворимостью в воде молекул ВУПАВ, растворимостью в воде и(или) способностью к дисперсии измененных молекул ВУПАВ или сочетаниями вышеуказанных свойств.

Далее, еще в одном варианте осуществления настоящего изобретения, способы и составы, указанные выше, предполагают использование жидкости на водной основе, которая включает воду; по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество (ВУПАВ) в объеме, эффективном для повышения вязкости жидкости на водной основе; микроэмульсию. В другом неограничительном варианте осуществления настоящего изобретения микроэмульсия включает, но не обязательно ограничивается, по меньшей мере одним агентом снижения вязкости, по меньшей мере одним растворяющим агентом, по меньшей мере одним агентом десорбции и по меньшей мере одним агентом смачиваемости водой (проникновения воды в поровое пространство породы продуктивного пласта).

В альтернативном неограничительном варианте осуществления настоящего изобретения микроэмульсия включает, но необязательно ограничивается, агентом для снижения вязкости, который может состоять из по меньшей мере одной ненасыщенной жирной кислоты; одним растворяющим агентом, который может представлять собой растворитель; агентом десорбции, который может быть поверхностно-активным веществом, и агентом смачиваемости водой, который может быть вспомогательным поверхностно-активным веществом.

По другому варианту осуществления настоящего изобретения микроэмульсия включает растворитель, который далее может включать, но необязательно ограничиваться спиртом, гликолем, эфиром гликоля, алкиловыми эфирами и их сочетаниями; поверхностно-активное вещество, которое может включать, но необязательно ограничиваться алкилглюкозидом, алкил полисахаридом, алкоксилированным эфиром сорбита, эфиром сорбита и их сочетаниями; и вспомогательное поверхностно-активное вещество, которое может включать, но необязательно ограничиваться изетионатом, сульфонатом альфа-олефинов, алкилсульфонатом, сульфонатом алкилового эфира, алкил ароматическим сульфонатом и их сочетаниями.

К необязательным составляющим микроэмульсии можно отнести по меньшей мере диспергирующие агенты, регуляторы скорости автоокисления, агенты, регулирующие жесткость воды, деэмульгаторы и их сочетания. Диспергирующий агент далее может включать вспомогательный растворитель, а агент, регулирующий жесткость воды, может далее включать хелатирующий агент.

В более специфическом, но также неограничительном альтернативном варианте осуществления настоящего изобретения, в микроэмульсии вспомогательный растворитель может включать алкилпирролидоны, алкилкарбонаты, терпен, d-лимонен и их сочетания; вещество, регулирующее скорость автоокисления, может включать, но не необязательно ограничиваться, токоферолами, аскорбатами, хлористыми солями, бромистыми солями, 3-еновыми, 5-еновыми и 6-еновыми кислотами, хелатированными металлами в следовых количествах, нехелатированными металлами в следовых количествах и их сочетаниями; хелатирующий агент включает, но необязательно ограничивается полиаспартатами, иминодисукцинатами, аминокарбоксильными кислотами, органофосфатами, полиакриламидами и их сочетаниями; деэмульгатор может включать, но необязательно ограничиваться полимерами с гидрофобными боковыми группами, присоединенными к гидрофильной полимерной главной цепи макромолекулы, алкилированными фенольными смолами, полиолэфиром и их сочетаниями.

Жидкости на водной основе, загущенные ВУПАВ, по настоящему изобретению, могут далее включать систему разжижителя геля гидроразрыва. Одна неограничительная система разжижителя геля гидроразрыва включает в себя состав в таком объеме, который является эффективным для снижения вязкости загущенной жидкости на водной основе, в том случае, если состав включает, но необязательно ограничивается по меньшей мере одним источником ион-металла; и по меньшей мере вторым источником, который может включать, но необязательно ограничиваться источником органического окислительно-восстановительного агента, источником неорганического окислительно-восстановительного агента, органическим источником гидрирования-дегидрирования, неорганическим источником гидрирования-дегидрирования. Другая неорганичительная система разжижителя геля гидроразрыва включает мыло, являющееся продуктом реакции жирной кислоты с основой щелочного металла или щелочно-земельного металла, где мыло присутствует в количестве, эффективном для снижения вязкости загущенной жидкости на водной основе. Другая, альтернативная система разжижителя геля гидроразрыва включает ненасыщенную жирную кислоту, а способ далее включает нагрев жидкости до температуры, являющейся результативной для того, чтобы ненасыщенная жирная кислота способствовала образованию продуктов в количествах, эффективных для снижения вязкости загущенной жидкости на водной основе.

Подробное описание изобретения

Было установлено, что можно использовать состав очищающей добавки, чтобы облегчить удаление загущенных ВУПАВ жидкостей из продуктивного пласта после окончания процесса очистки. Добавка может быть использована для очистки скважины от систем жидкостей, загущенных ВУПАВ, или же как очищающая добавка вместе с системой разжижителя геля гидроразрыва Diamond FRAQ™, которую выпускает инкорпорация Baker Oil Tools of Baker Hughes. Данная добавка может также быть использована для усиления эффекта от других внутренних систем разжижителей геля гидроразрыва при использовании жидкостей на основе ВУПАВ. Как правило, использование микроэмульсии способствует выполнению следующих функций: обеспечение проникновения воды (смачиваемости водой) в породу подземного продуктивного пласта; поддержание поверхностного натяжения на низком уровне; выполнение функции деэмульгатора по отношению к сырым нефтям продуктивного пласта и жидкостям, загущенным ВУПАВ; дисперсия и растворение побочных продуктов, образующихся при разжижении гелей на основе ВУПАВ; ограничение количества остатка ВУПАВ на минералах продуктивного пласта, способствуя, тем самым, процессу очистки скважины. До этого, для выполнения вышеуказанных функций, до и после промывки использовали исключительно дорогостоящие жидкости. В настоящее время считают, что продукт, добавляемый в гель во время смешения и инжекции, является необходимым для многих областей применения, в которых используются ВУПАВ, а также для внутрискважинных условий продуктивного пласта. Компонент, добавляемый в жидкость, загущенную ВУПАВ, закачиваемую в нисходящую скважину, в настоящем изобретении называется "очищающей добавкой" для внутренней очистки скважины. В то время как очищающие добавки, о которых говорится в настоящем изобретении, могут использоваться для внутренней очистки, их область применения не обязательно ограничивается только этим способом. Их также можно закачивать в нисходящую скважину или инжектировать внутрь до и(или) после закачки и(или) инжекции жидкости, загущенной ВУПАВ, вместо этой жидкости или вместе с этой жидкостью, включая добавку.

Более конкретно, было установлено, что очищающую добавку с модифицируемым составом можно использовать для облегчения удаления жидкостей, загущенных ВУПАВ, из продуктивного пласта после завершения процесса очистки скважины. Под “модифицируемым” составом имеется в виду, что можно изменить компоненты или их пропорции в очищающей добавке, чтобы добавка соответствовала конкретной области применения, конкретной жидкости, загущенной ВУПАВ, или конкретным углеводородам, и(или) условиям, которые могут иметь место в подземном пласте. Такую добавку можно использовать для очистки скважины от обычных систем жидкостей, загущенных ВУПАВ, а также в сочетании с системами разжижителя геля гидроразрыва Diamond FRAQ™, которые выпускает инкорпорация Baker Oil Tools of Baker Hughes. В частности, очищающие добавки и способы, изложенные в настоящем изобретении, могут быть использованы с такими системами разжижителей гелей гидроразрыва, как ион-металлические окислительно-восстановительные системы, системы омыления и полиеновые системы. Ион-металлические окислительно-восстановительные системы разжижителей геля гидроразрыва предполагают использование по меньшей мере одного источника ион-металла и по меньшей мере одного второго источника, который может включать, но необязательно ограничиваться источником органического окислительно-восстановительного агента, источником неорганического окислительно-восстановительного агента, органическим источником гидрирования-дегидрирования, неорганическим источником гидрирования-дегидрирования, как описано в заявке на патент США №2006/0041028 А1. Системы омыления разжижителей гелей гидроразрыва предполагают использование мыла, являющегося результатом реакции жирной кислоты с основой щелочного или щелочно-земельного металла, как описано в заявке на патент США, регистрационный №11/372624. Полиеновые системы разжижителей гелей предполагают использование ненасыщенной жирной кислоты (например, полиеновой кислоты), далее включают нагрев жидкости до температуры, являющейся результативной, чтобы вызвать образование ненасыщенной жирной кислотой продуктов реакции в таком количестве, чтобы снизить вязкость загущенной жидкости на водной основе, как описано в заявке на патент США, регистрационный №11/373044. В одном неограничительном варианте настоящего изобретения, ненасыщенная жирная кислота, используемая как часть полиеновой системы разжижителя гелей гидроразрыва, отличается от ненасыщенной жирной кислоты, используемой в качестве агента для снижения вязкости.

Использование очищающих добавок и способов, описанных в настоящем изобретении, поможет выполнению одной и более следующих функций и процессов: проникновению воды в породу подземного продуктивного пласта (предотвращают загрязнение минералов пласта маслом, входящим в состав ВУПАВ); снижению поверхностного натяжения (облегчают обратный поток жидкости и предотвращают возможное снижение проницаемости пласта за счет проникновения воды в поровое пространство); деэмульгации (предотвращают эмульгирование или разрушение эмульсий между сырой нефтью продуктивного пласта и жидкостью на водной основе, загущенной ВУПАВ); диспергированию и растворению побочных продуктов, образующихся при разжижении жидкостей на водной основе, загущенных ВУПАВ; и(или) ограничению остатка ВУПАВ на минералах продуктивного пласта (т.е. ограничивают количество ВУПАВ, осаждающегося в продуктивном пласте, или повышают скорость десорбции ВУПАВ). До разработки жидкостей и способов, используемых для очистки скважин, описанных в настоящем раскрытии изобретения, единственным способом очистки скважин, применительно к жидкостям, загущенным ВУПАВ, было использование промывочных жидкостей до и после очистки скважин для выполнения одной и более из вышеописанных функций. Очищающие добавки с использованием микроэмульсий, о которых говорится в настоящем раскрытии изобретения, могут быть добавлены в гель во время смешения и закачки внутрь скважины.

Имеется потребность в способе очистки скважин этого типа, являющимся как профилактическим, предполагающим использование химических реагентов, так и восстановительным. Известны случаи очистки скважин, когда имели место проблемы с удалением жидкостей, загущенных ВУПАВ, после очистки, например, случаи, когда промывочная жидкость, загущенная ВУПАВ, вытекала с трудом или неполностью во время эксплуатации продуктивного пласта. До настоящего момента, до очистки и после очистки скважин от жидкостей, загущенных ВУПАВ, обычно использовали дорогостоящие промывочные жидкости или восстанавливающие промывочные жидкости, когда обратные потоки жидкости свидетельствовали о нанесении ущерба продуктивному пласту после обработки с использованием ВУПАВ.

Микроэмульсии - это, как правило, прозрачные, изотропные жидкие смеси масла, воды и поверхностно-активного вещества, а также вспомогательного поверхностно-активного вещества (отличного от вышеуказанного поверхностно-активного вещества). Вспомогательное поверхностно-активное вещество часто представляет собой алифатический спирт с цепью из 4-8 атомов углерода, например пентанол, и воду, которая может содержать соль(и). В отличие от обычных эмульсий микроэмульсии образуются в результате простого смешения компонентов и не требуют высоких сдвигающих усилий. В контексте очищающих добавок и способов, описываемых в настоящем раскрытии изобретения, не обязательно, чтобы микроэмульсия была бы светлой или прозрачной: для составов микроэмульсий типа "масло в воде" не обязательно, чтобы масло было полностью растворимым в воде, т.е. допускаются такие микроэмульсии, в которых только часть или даже все масло диспергировано в водной фазе; а для составов микроэмульсий типа “вода в масле” не обязательно, чтобы капли воды имели диаметры, измеряемые в нанометрах (т.е. диаметры, равные примерно одной двадцатой длины волны излучения в видимой области спектра при определении прозрачности) в пределах непрерывной масляной фазы, т.е. допускаются такие случаи, когда только часть или даже вся вода диспергирована в масляной фазе, при этом капли воды имеют диаметры, измеряемые в микрометрах.

Согласно одному неограничительному примеру осуществления настоящего изобретения микроэмульсия, являющейся полезной для осуществления способа, предлагаемого в настоящем изобретении, имеет следующие компоненты:

1. По меньшей мере один агент для снижения вязкости.

2. По меньшей мере один агент для растворения.

3. По меньшей мере один агент для десорбции.

4. По меньшей мере один агент смачивания водой, и следующие необязательные компоненты:

а. Диспергирующий агент.

б. Регулятор скорости автоокисления.

в. Агент, регулирующий жесткость воды и(или)

г. Деэмульгатор.

В более специфическом неограничивающем примере осуществления настоящего изобретения микроэмульсия может иметь следующие компоненты, которые соответствуют компонентам, перечисленным выше, соответственно:

1. По меньшей мере одну ненасыщенную жирную кислоту.

2. По меньшей мере один растворитель.

3. По меньшей мере одно поверхностно-активное вещество.

4. По меньшей мере одно вспомогательное поверхностно-активное вещество,

и следующие необязательные компоненты:

а. Вспомогательный растворитель.

б. Регулятор скорости автоокисления.

в. Хелатирующие агенты и(или)

г. Деэмульгатор.

Следует заметить, что поверхностно-активные вещества и вспомогательные поверхностно-активные вещества, входящие в состав микроэмульсии, отличаются от и не являются теми же самыми, что и вязкоупругие поверхностно-активные вещества (ВУПАВ).

Химический анализ различных составов, способы, описанные в настоящем раскрытии изобретения, а также различные приемлемые компоненты будут охарактеризованы более подробно ниже.

Что касается агентов для снижения вязкости, которыми могут быть ненасыщенные жирные кислоты (UFA), то приемлемые UFA могут включать, но необязательно ограничиваться оливковым маслом, маслом канолы, льняным маслом, соевым маслом, маслом бурачника, жиром печени трески, лососевым жиром, различными смесями пищевых масел (например, рыбий жир 18:12GT, производимыми корпорацией Bioriginal Food & Science Corp.), и подобные продукты, а также их сочетаниями. Эти агенты для снижения вязкости могут также упоминаться и рассматриваться как агенты автоокисления, поскольку они будут автоматически окисляться с образованием продуктов, которые будут снижать вязкость жидкостей на водной основе, загущенных ВУПАВ. Как будет описано ниже, регуляторы автоокисления также будут снижать или повышать скорость автоокисления этих разжижающих гели агентов, снижающих вязкость ненасыщенных жирных кислот, за счет влияния на скорость автоокисления и(или) на протекание процесса автоокисления ненасыщенных жирных кислот.

1. Отдельные масла, входящие в состав UFA, на начальном этапе способствуют улучшению регулирования проникновения жидкости, загущенной ВУПАВ, в пласт при гидроразрыве пласта, за счет направления двухфазного потока (вода-масло) в поровое пространство скелета породы продуктивного пласта.

2. Отдельные масла, входящие в состав UFA, автоматически окисляются с образованием продуктов, разжижающих гели на основе ВУПАВ, включая, но необязательно ограничиваясь, альдегидами, кетонами и аналогичными веществами. Продукты, образующиеся в результате автоокисления, далее обозначаются в настоящем раскрытии изобретения аббревиатурой AOGP.

3. AOGP снижают вязкость гелей на основе ВУПАВ и обеспечивают следующие воздействия:

а. Они будут нарушать и(или) изменять структуру мицеллы ВУПАВ, таким образом разжижая гель.

б. Такое снижение вязкости облегчит очистку скважины от жидкости для обработки на основе ВУПАВ из продуктивного пласта.

Что касается растворяющего агента, например растворителя, в частности, органического растворителя, то к неограничительным его примерам можно отнести спирты (например, метанол, этанол, изопропанол, бутанол и подобные), гликоли (например, пропилен гликоль (MPG), дипропиленгликоль (DPG), трипропиленгликоль (TPG), этиленгликоль (MEG), диэтиленгликоль (DEG) и подобные), эфиры гликоля (например, монометиловый эфир этиленгликоля (EGMME)), моноэтиловый эфир этиленгликоля (EGMEE), монопропиловый эфир этиленгликоля (EGMPE), монобутиловый эфир этиленгликоля (EGMBE), монометиловый эфирацетат этиленгликоля (EGMMEA), моноэтиловый эфирацетат этиленгликоля (ацетат EGMEEA) и подобные), и алкиловые эфиры (например, метилформиат, этилформиат, метилацетат, этилацетат, бутилацетат, метилпропионат, этилпропионат, этилбутират, метилбензоат, этилбензоат, метилэтилбензоат и подобные), а также их сочетания. Предполагается, что растворяющий агент будет выполнять большую часть или все из нижеперечисленных функций:

1. Способствовать дисперсии компонентов агента для снижения вязкости (например, ненасыщенных жирных кислот (UFA)) и вспомогательного растворителя.

2. Способствовать растворимости и дисперсии продуктов, полученных в результате автоокисления (AOGP).

3. Препятствовать образованию эмульсий между жидкостью на основе ВУПАВ и сырой нефтью или другими углеводородами продуктивного пласта.

4. Способствовать десорбции молекул ВУПАВ из порового пространства скелета породы продуктивного пласта.

5. Способствовать снижению поверхностного натяжения между водой - поровым пространством скелета породы продуктивного пласта, для того чтобы:

а) способствовать извлечению (обратному потоку) жидкости для обработки и

б) предотвращать снижение проницаемости пласта за счет проникновения воды в поровое пространство (вследствие высокой степени абсорбции воды - насыщения водой).

Что касается агента десорбции, то здесь может использоваться ряд поверхностно-активных веществ, включая, но необязательно ограничиваясь, алкоксилированными спиртами, в частности этоксилированными спиртами; алкилглюкозидами; алкилполисахаридами; смесями алкилглюкозида с алкилполисахаридом; эфирами сорбита; алкоксилированными эфирами сорбита и подобными соединениями. В таких смесях отношение алкилглюкозида к алкилполисахариду варьируется в диапазоне приблизительно от 1:2 до 1:10 об.%. Можно использовать также и другие сочетания и отношения агента десорбции.

Если не указано иначе, то термин “алкил” в настоящем раскрытии изобретения определяется как неразветвленные или разветвленные группы с более низким содержанием алкила, в которых содержится от 1 до 18 атомов углерода. Предполагается, что поверхностно-активное вещество будет способствовать выполнению большинства или всех из нижеуказанных функций:

1. Дисперсии компонентов растворителя и вспомогательного растворителя.

2. Растворимости и дисперсии компонента(ов) вспомогательного поверхностно-активного вещества.

3. Предотвращению образования эмульсий между жидкостью на основе ВУПАВ и сырой нефтью или другими углеводородами продуктивного пласта.

4. Десорбции молекул ВУПАВ из порового пространства скелета породы продуктивного пласта.

5. Проникновению воды в породу и предотвращению порового пространства скелета породы продуктивного пласта от проникновения масла.

6. Снижению поверхностного натяжения между жидкостями на водной основе и поровым пространством скелета породы продуктивного пласта, в целях:

а) облегчения извлечения (обратного потока) промывочной жидкости и

б) предотвращения снижения проницаемости пласта за счет проникновения воды в поровые пространства породы пласта (вследствие высокой степени абсорбции воды и насыщения водой).

Что касается агента для смачиваемости водой, то в его качестве может быть использовано одно вспомогательное поверхностно-активное вещество, несколько вспомогательных поверхностно-активных веществ, включая, но необязательно ограничиваясь одним веществом или смесью изетионата, сульфосукцината, сульфоната альфа-олефинов, сульфата алкила, сульфоната алкила, сульфата алкилового эфира, сульфоната алкилового эфира, сульфоната алкилированных ароматических углеводородов. В качестве одного неограничительного примера можно использовать смесь алкилсульфата с сульфонатом алкилированных ароматических углеводородов и подобные смеси. В таких смесях отношение алкилсульфата к сульфонату алкилированных ароматических углеводородов варьируется в диапазоне приблизительно от 1:2 до 1:20 об.%. Если не указано иначе, то под термином “ароматический” в настоящем раскрытии изобретения имеется в виду соединение с одной или несколькими ароматическими группами. Следует понимать, что агент для проникновения воды в породу (например, вспомогательное поверхностно-активное вещество) отличается от агента растворимости (солюбилизирующего агента) и агента десорбции. Предполагается, что такое вспомогательное поверхностно-активное вещество будет способствовать выполнению большинства или всех ниже перечисленных функций:

1. Дисперсии присутствующих компонентов ненасыщенных жирных кислот (UFA), растворителя и вспомогательного растворителя.

2. Предотвращению образования эмульсий между жидкостью на основе ВУПАВ и нефтью или другими углеводородами продуктивного пласта.

3. Десорбции молекул ВУПАВ из порового пространства скелета породы продуктового пласта.

4. Снижению поверхностного натяжения между водой - поровым пространством скелета породы продуктивного пласта, для:

а) облегчения извлечения (обратного потока) промывочной жидкости и

б) предотвращения снижения проницаемости пласта за счет проникновения воды в поровые пространства пласта (вследствие высокой степени абсорбции воды и насыщения водой).

Что касается некоторых необязательных компонентов микроэмульсий, то, согласно одному неограничительному варианту осуществления настоящего изобретения, приемлемый вспомогательный растворитель может включать, но необязательно ограничиваться одним веществом или смесью терпена, d-лимонена, метилпирролидона, пропиленкарбоната и подобными веществами или смесями. Согласно своему назначению в настоящем раскрытии изобретения вспомогательный растворитель отличается от растворителя или растворяющего агента. Предполагается, что вспомогательный растворитель будет способствовать выполнению большинства или всех нижеперечисленных функций:

1. Первоначальной дисперсии ненасыщенных жирных кислот (UFA).

2. Совместимости сырых нефтей.

3. Растворимости и дисперсии продуктов, полученных в результате автоокисления (AOGP).

4. Дисперсии измененных молекул ВУПАВ (например, которые получены в результате ион-металлических окислительно-восстановительных систем других систем и механизмов, используемых для разжижения геля гидроразрыва.

5. Дисперсии соединений, образованных системой разжижения геля гидроразрыва, которые разрушают структуру мицеллы ВУПАВ (системы омыления или другие системы разжижителей геля гидроразрыва).

Регуляторы скорости автоокисления необязательного компонента выполняют функции, оказывая влияние на скорость автоокисления и(или) реакцию автоокисления ненасыщенных жирных кислот (т.е. агентов снижения вязкости). То есть регуляторы скорости автоокисления изменяют (увеличивают или снижают) скорость автоокисления. В частности, регуляторы скорости автоокисления изменяют характеристики агентов снижения вязкости и, следовательно, могут облегчить регулирование скорости автоокисления ненасыщенных жирных кислот в диапазоне приблизительно от 80°F до 280°F (приблизительно от 27°C до 138°C).

1. Токоферолы, аскорбаты, эриторбаты, хлористые соли (NaCl, KCl, CaCl₂, MgCl₂ и подобные соли), бромистые соли (NaBr, CaBr₂ и подобные соли) и другие соли галоидоводородной кислоты могут снижать скорость автоокисления ненасыщенных жирных кислот путем снижения скорости реакции при повышенных температурах.

2. 3-еновые жирные кислоты, 5-еновые жирные кислоты, 6-еновые жирные кислоты, металлы в следовых количествах (нехелатированные, например, Fe, Cu, Cr, Co, Mo, Pd, Mn, Zn в форме хлоридов и подобные) и хелатированные металлы в следовых количествах, например, этилендиаминтетрауксусная кислота (EDTA) в комплексе с ион-металлами, включая, но необязательно ограничиваясь Cu⁺², Ni⁺², Mn⁺², Co⁺², Fe⁺², Fe⁺³, и аналогичными металлами, могут увеличить скорость автоокисления и реакций автоокисления ненасыщенных жирных кислот путем:

а. Увеличения скорости автоокисления при более низких температурах.

б. Регулирования реакций автоокисления-гидропероксидного разложения.

В одном неограничительном варианте осуществления настоящего изобретения ненасыщенные жирные кислоты, перечисленные выше для регуляторов скорости автоокисления, являются относительно более ненасыщенными по сравнению с ненасыщенными жирными кислотами (UFA), используемыми в настоящем раскрытии изобретения в качестве агентов для снижения вязкости.

Необязательные агенты контроля жесткости воды, в частности хелаты, могут включать, но необязательно ограничиваться, полиаспартатами, иминодисукцинатами, аминокарбоксильными кислотами, органофосфатами и полимерами (например, полиакриламидами). Было обнаружено, что некоторые из агентов контроля жесткости воды оказывают влияние на агенты разжижения геля гидроразрыва с использованием UFA, главным образом замедляя скорость автоокисления. Данные агенты контроля жесткости воды могут выполнять следующие функции:

а. Создавать комплексы из положительно заряженных ионов из соляного раствора подземного пласта.

б. Повышать эксплуатационные характеристики компонентов поверхностно-активного вещества и(или) вспомогательного поверхностно-активного вещества.

Что касается вспомогательного деэмульгатора, то может быть использован ряд возможностей, включая, но необязательно ограничиваясь:

1. Полимерными деэмульгаторами, которые могут включать, но необязательно ограничиваться полимерами с гидрофобными боковыми группами, присоединяемыми к главной цепи макромолекулы гидрофильного полимера.

2. Деэмульгаторами на основе смол, которые могут включать, но необязательно ограничиваться алкилированными фенольными смолами.

3. Деэмульгаторами на основе полиолов, которые могут включать, но необязательно ограничиваться, полиолэфирами.

Функция вспомогательных деэмульгаторов включает предотвращение образования и(или) разрушения эмульсий между жидкостью на основе ВУПАВ и сырой нефтью или другими углеводородами продуктивного пласта.

Согласно одному неограничительному варианту осуществления настоящего изобретения компоненты микроэмульсий могут использоваться в пропорциях, приведенных в Таблице I.

Таблица I Пропорции компонентов микроэмульсий Компонент Пропорция Необязательная пропорция Агент(ы) снижения вязкости от 1 до 97 об.% от 2 до 80 об.% Агент(ы) растворимости от 2 до 60 об.% от 4 до 40 об.% Агент(ы) десорбции от 0,5 до 30 об.% от 2 до 16 об.% Агент(ы) для проникновения воды в поровое пространство породы от 0,5 до 40 об.% от 2 до 25 об.% Необязательный агент(ы) дисперсии от 0 до 50 об.% от 0 до 30 об.% Необязательный регулятор(ы) скорости автоокисления от 0 до 15 об.% от 0 до 5 об.% Необязательный агент(ы) контроля жесткости воды от 0 до 12 об.% от 0 до 4 об.% Необязательный деэмульгатор(ы) от 0 до 20 об.% от 0 до 8 об.%

Специалистам в данной области техники будет ясно, что, в общем, микроэмульсии, описываемые в настоящем раскрытии изобретения, являются эмульсиями типа “вода в масле”, при использовании масел, которые, в рекомендуемых концентрациях совместимы с жидкостями на водной основе, загущенными ВУПАВ. Согласно одному неограничительному варианту осуществления настоящего изобретения активная часть очищающей добавки в чистом виде будет на основе масла. Как только добавку размещают, вводят или смешивают с промывочной жидкостью для основе ВУПАВ, большая часть ее компонентов изначально присоединяется к концевой или головной группе поверхностно-активного вещества и становится частью мицеллы ВУПАВ, и, в результате такого присоединения, в дальнейшем действует как микроэмульсия типа, “масло в воде”. В одном неограничительном варианте осуществления настоящего изобретения, микроэмульсия и жидкость на водной основе, загущенная ВУПАВ, в значительной степени перемешиваются при контакте друг с другом в пределах продуктивного пласта; буровой скважины и других подземных участков. Под словосочетанием “в значительной степени перемешиваются” понимают, что микроэмульсия и жидкость на водной основе, загущенная ВУПАВ, перемешиваются в такой степени, которая является достаточной для выполнения одной и более задач, областей применения, функций и целей, поставленных в настоящем изобретени, например таких, которые описаны ниже. Согласно одному неограничительному разъяснению, если температура продуктивного пласта допускает автоокисление ненасыщенных жирных кислот (UFA), то продукты, полученные в результате автоокисления (AOGT), будут способствовать разжижению микроэмульсии на основе ВУПАВ до микроэмульсии, не на основе ВУПАВ (скорее со сферической структурой мицеллы, чем с ее удлиненной структурой). Объем микроэмульсии, используемой в неограничительном варианте осуществления настоящего изобретения, когда микроэмульсию смешивают с жидкостью на водной основе, загущенной ВУПАВ, может варьироваться от приблизительно 0,025 до 2,0 об.%, основываясь на общем объеме жидкости, а в альтернативном неограничительном варианте осуществления настоящего изобретения может иметь более низкий предел - приблизительно 0,05 об.% и, независимо от этого, иметь верхний предел - приблизительно 1,2 об.%. Никакого специального оборудования или специального способа смешения микроэмульсии с жидкостью на водной основе, загущенной ВУПАВ, не требуется.

Способы и составы, описанные в настоящем раскрытии предмета изобретения, имеют ряд общих областей применения и функций, включая, но необязательно ограничиваясь, следующим:

1. Повышением качества очистки скважин от промывочных жидкостей на основе ВУПАВ (извлечения промывочных жидкостей на основе ВУПАВ).

2. Оказанием помощи в преодолении многочисленных ограничений, присущих жидкостям на основе ВУПАВ.

3. Оказанием помощи в преодолении многочисленных случаев несовместимости жидкостей на основе ВУПАВ с углеводородосодержащими продуктивными пластами.

4. Повышением эффективности систем разжижителей гелей гидроразрыва для жидкостей, загущенных ВУПАВ.

5. Повышением контроля над проникновением жидкостей, загущенных ВУПАВ, в пласт при гидроразрыве пласта.

При более подробном описании практические области применения способов и составов, описанных в настоящем раскрытии предмета изобретения, включают, но необязательно ограничиваются, следующим:

1. Облегчением извлечения жидкости для обработки на основе ВУПАВ путем снижения поверхностного натяжения между жидкостью на основе ВУПАВ и породой продуктивного пласта, а также между жидкостью на основе ВУПАВ и сырой нефтью продуктивного пласта.

2. Повышением скорости и увеличением общего объема вязкоупругих поверхностно-активных веществ, возвращаемых из продуктивного пласта, на поверхность во время эксплуатации продуктивного пласта (усовершенствуя процесс разжижения геля гидроразрыва на основе ВУПАВ, или усовершенствуя процесс десорбции ВУПАВ).

3. Оказанием помощи в преодолении осаждения большого числа молекул ВУПАВ на минералы пласта, в результате чего появляется тенденция к проникновению масла в продуктивный пласт. Согласно одной неограничительной теории считается, что проникновение масла в продуктивный пласт обусловлено большим количеством налипших концевых фракций углеводородов из скелета породы продуктивного пласта, которые имеют тенденцию отторгать воду и притягивать масло.

4. Оказанием помощи проникновению воды в поровое пространство скелета породы продуктивного пласта.

5. Снижением поверхностного натяжения между водой и поровым пространством скелета породы продуктивного пласта, чтобы предотвратить снижение проницаемости пласта за счет проникновения воды в поровое пространство (например, вследствие высокой степени абсорбции воды - насыщения водой) для облегчения извлечения жидкости для обработки на основе ВУПАВ.

6. Предотвращением несовместимости жидкости на основе ВУПАВ с сырой нефтью продуктивного пласта (или другими углеводородами), предотвращая, таким образом, образование вязких эмульсий с сырой нефтью.

7. Повышением контроля над проникновением жидкостей, загущенных ВУПАВ, в пласт при гидроразрыве пласта за счет направления двухфазного потока в пористые среды продуктивного пласта.

8. Улучшением систем разжижителя геля гидроразрыва на основе ВУПАВ за счет применения одного и более нижеприведенных механизмов или других механизмов:

а. Повышение растворимости в воде молекул ВУПАВ, т.е. предотвращение разделения на фазы вязкоупругих поверхностно-активных веществ под влиянием одного и более условий продуктивного пласта, включая, но необязательно ограничиваясь, температурой, минерализацией насыщенного раствора подземного пласта и т.д.

б. Повышение растворимости в воде или способности к дисперсии измененных молекул ВУПАВ, полученных в результате снижения вязкости, т.е. оказание помощи в предотвращении разделения на фазы измененного поверхностно-активного вещества под действием одного и более условий продуктивного пласта.

в. Повышение растворимости в воде, способности к дисперсии и(или) образования микроэмульсий с соединениями побочных продуктов, полученных в результате распада вязкоупругих поверхностно-активных веществ или соединений, полученных продуктов разжижения геля гидроразрыва на основе ВУПАВ.

ВУПАВ, являющиеся полезными, согласно настоящему изобретению могут относится к любой из систем ВУПАВ, которые известны специалистам по техническому обслуживанию скважин при эксплуатации, и могут включать, но не ограничиваться аминами, солями амина, четвертичными аммониевыми солями, амидоаминовыми оксидами, оксидами амина, их смесями и т.д. Используемые амины, соли амина, четвертичные аммониевые соли, амидоаминовые оксиды и другие поверхностно-активные вещества описаны в патентах US 5964295, 5979555 и 6239183.

Вязкоупругие поверхностно-активные вещества улучшают рабочие характеристики жидкости для гидроразрыва пласта при использовании неполимерной системы. Эти системы предлагают более высокое снижение вязкости, более высокую пропускную способность песка и более легко извлекаются после обработки, и приносят относительно немного разрушений продуктивному пласту. По сравнению с предшествующими системами эти системы также более легко смешиваются в процессе обработки в условиях промысловой эксплуатации и не требуют многочисленных вспомогательных добавок, вводимых в систему жидкости.

Вязкоупругие поверхностно-активные вещества, пригодные для использования по настоящему изобретению, могут включать, но необязательно ограничиваться неионными, катионными, амфотерными и цвиттер-ионными поверхностно-активными веществами. Конкретные примеры цвиттер-ионных/амфотерных поверхностно-активных веществ включают, но необязательно ограничиваются дигидроксилалкилглицинатом, алкиламфоацетатом или пропионатом, алкилбетаином, алкиламидопропилбетаином и алкилимино моно- или ди-пропионатами, получаемыми из определенных восков, жиров и масел. Четвертичные аминовые поверхностно-активные вещества, как правило, катионного типа, а бетоины - как правило, цвиттер-ионного типа. Огеливающий агент может использоваться в сочетании с неорганической солью, растворимой в воде, или с такой неорганической добавкой, как фталевая кислота, салициловая кислота или их соли.

По своему определению некоторые неионные жидкости наносят меньше ущерба продуктивным слоям по сравнению с жидкостями катионного типа и являются более эффективными в пересчете на фунт по сравнению с анионными огеливающими агентами. Вязкоупругие поверхностно-активные вещества на основе оксида амина обладают более высокой огеливающей способностью в пересчете на фунт, что делает их менее дорогостоящими по сравнению с другими жидкостями этого типа.

Огеливающие агенты на основе оксида амина RN+(R')2O- могут иметь следующую структуру (I):

,

где R - алкил- или алкиламидная группа, имеющая, в среднем, приблизительно от 8 до 24 атомов углерода, a R' - независимые алкильные группы со средним числом атомов углерода, приблизительно от 1 до 6. Согласно одному неограничительному варианту настоящего изобретения R - это алкил- или алкиламидная группа, имеющая, в среднем, приблизительно от 8 до 16 атомов углерода, a R' - независимые алкильные группы со средним числом атомов углерода, приблизительно от 2 до 3. В альтернативном неограничительном варианте огеливающий агент на основе оксида амидоамина представляет собой состав, получивший название Aromox АРА-Т компании Akzo Nobel, под которым следует понимать дипропиламиноксид, поскольку обе группы R' являются пропиловыми группами.

Вещества, согласно патенту US 5964295, включают продаваемые под торговой маркой Clear-FRAC™, которые могут также включать более 10% гликоля. К одному из предпочтительных ВУПАВ относится оксид амина. Как отмечалось выше, в частности, к предпочитаемым оксидам амина относится марка АРА-Т, которую можно приобрести у компании Baker Oil Tools как ВУПАВ торговой марки SurFRAQ™. Марка SurFRAQ™ представляет собой жидкий продукт на основе ВУПАВ, состоящий на 50% из АРА-Т и на 40% - из пропиленгликоля. Такие вязкоупругие поверхностно-активные вещества способны огеливать водные растворы с образованием загущенной базовой жидкости. Добавки, описанные в настоящем раскрытии предмета изобретения, также могут использоваться в системе разжижителя геля гидроразрыва марки Diamond FRAQ™, которая представляет собой систему ВУПАВ, аналогичную системе ВУПАВ SurFRAQ™, которую можно приобрести у компании Baker Oil Tools.

В настоящем раскрытии изобретения рассматриваются традиционно известные вещества, такие как вещества марки Aromox АРА-Т, производства компании Akzo-Nobel, а также другие известные огеливающие агенты на основе ВУПАВ, обычно используемые при обработке подземных пластов для интенсификации притока.

Количество ВУПАВ в жидкости для разрыва зависит по меньшей мере от двух факторов. Согласно одному неограничительному варианту жидкости для разрыва первый фактор включает получение достаточной вязкости для регулирования скорости проникновения жидкости в поры разрыва пласта, а второй фактор - получение достаточно высокой вязкости, чтобы частицы расклинивающего агента находились во взвешенном состоянии на этапе впрыска жидкости. Следовательно, в зависимости от области применения ВУПАВ добавляют в жидкость на водной основе в концентрациях, варьирующихся приблизительно от 0,5 до 25 об.%, по другому варианту - приблизительно до 12 об.% от общего объема жидкости на водной основе (приблизительно от 5 до 120 галлонов/1000 галлонов (gptg); единицы Системы СИ, имеют равноценное значение и могут быть выражены в любой удобной форме, например в литрах/1000 литров, м³/1000 м³ и т.д. (1 галлон = 3,785 л)). Согласно другому неограничительному варианту настоящего изобретения диапазон, на который оно распространяется, колеблется приблизительно от 1,0 до 6,0 об.% продукта ВУПАВ. В альтернативной неограничительной форме настоящего изобретения объем ВУПАВ колеблется от 2 приблизительно до 10 об.%.

Предполагается, что составы для разжижения, упомянутые выше, могут использоваться для снижения вязкости жидкости на водной основе, загущенной ВУПАВ, независимо от конечной области применения жидкости, загущенной ВУПАВ. Например, составы для снижения вязкости могли бы быть использованы в любых областях применения ВУПАВ, включая, но не ограничиваясь, понизителями трения, загущенными ВУПАВ, загустителями на основе ВУПАВ для составов, используемых при потере циркуляции, жидкостями для гидроразрыва пласта и другими жидкостями для воздействия на пласт, жидкостями, используемыми при бурильных работах, жидкостями для гравийного фильтра, загустителями, используемыми при травлении кислотой в качестве отводящих систем, загустителями на основе ВУПАВ, используемыми для прочистки фильтрата бурового раствора, восстановительной очисткой промывочных жидкостей после очистки скважин от жидкостей, загущенных ВУПАВ (последующей обработки жидкостей на основе ВУПАВ) и т.д. Предполагается также, что микроэмульсия, используемая для очистки скважин, может быть также применена для очистки наземного и скважинного оборудования, находившегося в контакте с жидкостями на водной основе, загущенными ВУПАВ. Предполагается также, что микроэмульсия, используемая для очистки скважины, может быть применена, когда в жидкости, загущенной ВУПАВ, используется добавка для снижения водоотдачи. Добавки для снижения водоотдачи для жидкостей на основе ВУПАВ способствуют уменьшению проникновения жидкости в поровое пространство скелета породы продуктивного пласта при гидроразрыве пласта в таких областях применения, как гидроразрыв пласта с применением расклинивающего агента. Не ограничивающими примерами добавок для снижения водоотдачи являются крахмалы, смеси “карбонат кальция-крахмал”, гуаровая смола, гуммиарабик, альгинаты, биополимеры, полигликолиевые кислоты, полимолочные кислоты, их смеси и т.д.

В одном неограничительном варианте настоящего изобретения, применительно к восстановительным скважинным работам, выбранная микроэмульсия для очистки скважины впрыскивалась непосредственно в скважину по лифтовой колонне или по гибким насосно-компрессорным трубам (НКТ) малого диаметра или при использовании аналогичных подающих механизмов опять же до, после или вместе с жидкостью, содержащей ВУПАВ. Будучи впрыснутой в скважину, микроэмульсия для очистки скважины восстанавливает ущерб, нанесенный бурением, ущерб, нанесенный жидкостью для гидроразрыва пласта, снижением проницаемости пласта за счет проникновения воды в поровое пространство и может также удалить мелкие частицы, асфальтены и парафины из пласта и скважины. Микроэмульсия для очистки скважины также служит для разжижения тяжелых углеводородов, способствует снижению проницаемости пласта за счет проникновения воды в поровое пространство и снижению порового давления в пласте. При существенном накоплении парафинов в качестве растворителей с гликольэфиром могут быть использованы метилэтилбензоат, метилпирролидон, d-лимонен, или метилпирролидон и d-лимонен, или их смеси.

Описанные в настоящем изобретении микроэмульсии для очистки скважин также используют при возбуждении (интенсификации притока) скважины с применением таких жидкостей, загущенных полимерными веществами, как гуар, образующий мостиковые связи в борате, карбоксиметилгуар, образующий мостиковые связи в цирконате, линейная оксиэтилцеллюлоза и т.д. При гидроразрыве пласта расклинивающий агент может добавляться в жидкость для гидроразрыва пласта, которая содержит микроэмульсию, до ее впрыска в скважину. Микроэмульсия может также использоваться для снижения давления вследствие различных типов фильтрационных корок при впрыске загущенных жидкостей в скважину в условиях высокого давления.

Преимущество описанных в настоящем изобретении способов и составов заключается в том, что жидкость для гидроразрыва пласта или иная жидкость может быть рассчитана на более высокую степень очистки от жидкости на основе ВУПАВ, извлекаемой из разрыва пласта и скважины. Более высокая степень очистки от ВУПАВ напрямую влияет на промышленную полезность обработки гидроразрыва пласта, которая способствует увеличению выхода углеводородов из скважины.

Для применения на практике способа, описанного в настоящем раскрытии изобретения, жидкость для гидроразрыва пласта на водной основе, в качестве неограничительного примера, сначала готовят путем смешения ВУПАВ с жидкостью на водной основе. Жидкостью на водной основе могут быть, например, вода, соляной раствор, морская вода и т.д. Для данной процедуры может быть использовано любое смешивающее оборудование. В случае замеса в отдельной емкости ВУПАВ и жидкость на водной основе смешивают в течение периода времени, которого достаточно для образования огеленного или загущенного раствора. Микроэмульсии могут быть добавлены в период подготовки жидкости на основе ВУПАВ или, в качестве альтернативого варианта, составы микроэмульсии, описанные в настоящем раскрытии предмета изобретения, могут быть добавлены по отдельности.

Расклинивающие агенты, как правило, добавляют в базовую жидкость для гидроразрыва пласта после добавления ВУПАВ. Расклинивающие агенты включают, но не ограничиваются, например, частицами кварцевого песка, стеклянным и керамическим бисером, частицами боксита, фрагментами скорлупы грецких орехов, окатышами алюминия, отходами найлона в виде гранул и т.д. Расклинивающие агенты используют, как правило, в концентрациях приблизительно от 1 до 14 фунтов на галлон (120-1700 кг/м³) состава жидкости для гидроразрыва пласта, однако, если потребуется конструкцией трещины, могут быть использованы более высокие или более низкие концентрации расклинивающего агента. Базовая жидкость может также содержать другие традиционные добавки, являющиеся общепринятыми для технического обслуживания скважин при экслуатации, такие как поверхностно-активные вещества, способствующие проникновению воды в породу продуктивного пласта, агенты, препятствующие образованию эмульсий, биоциды, агенты стабилизации глинистых пород, индикаторные буферные растворы, добавки для снижения водоотдачи, энзимы и т.д., которые необязательно являются частью микроэмульсии. Как отмечалось в настоящем раскрытии изобретения, базовая жидкость может также содержать и другие нетрадиционные добавки, которые могут способствовать выполнению различных функций, описанных в настоящем раскрытии изобретения, и добавляются в этих целях.

При типовой операции гидроразрыва пласта жидкость для гидроразрыва пласта, описанную в настоящем раскрытии изобретения, закачивают со скоростью, достаточной для инициирования и распространения трещины, в пласт, а также для ввода в трещину расклинивающих агентов. Типовой гидроразрыв пласта будет проводиться путем смешения ВУПАВ на основе оксида амина, такого как ВУПАВ марки SurFRAQ, в объеме от 20,0 до 60,0 галлонов/1000 галлонов воды (объем/объем - эти значения могут быть представлены с использованием единиц объема Системы СИ, например, 60,0 литров/1000 литров), в 2%-ном (мас./об.) (166 фунтов/1000 галлонов, 19,9 кг/м³) растворе KCl при показателе pH, варьирующимся приблизительно от 6,0 до 8,0. Компоненты разжижения геля гидроразрыва могут быть добавлены после добавления ВУПАВ, или на отдельном этапе по завершении гидроразрыва, или, в ряде случаев, вместе с жидкостью, загущенной ВУПАВ.

Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения данный способ применяют на практике при отсутствии гелеобразующих полимеров и(или) гелей, или жидкости на водной основе, вязкость которых улучшена за счет полимеров.

Настоящее изобретение будет далее более конкретно пояснено на приведенных ниже неограничительных примерах, единственной целью которых является дополнительная иллюстрация настоящего изобретения, а не ограничение его объема.

Примеры

Общая методика для примеров с 1 по 16

В устройство для смешения добавляли водопроводную воду, 3 мас.% KCl, после чего добавляли 3 об.% вязкоупругого поверхностно-активного вещества (марки WG-3L - Aromox® АРА-Т производства компании Akzo Nobel). Для перемешивания компонентов использовали устройство для смешения на очень низкой скорости, для предотвращения пенообразования, при этом перемешивание осуществляли в течение приблизительно 30 минут для снижения вязкости жидкости, загущенной ВУПАВ. После этого в устройство для смешения добавляли следующие химические реагенты для разжижения геля гидроразрыва на основе ВУПАВ и перемешивали в течение еще 5 минут: ЕХР-192L (45 мас.% раствор хелатирующих агентов диамониум этилендиаминтетрауксусной кислоты (EDTA)), EXP-195L (36 мас.% раствор аскорбата натрия) и EXP-190L (смесь различных металлов в следовых количествах с хелатирующими агентами для поддержания их устойчивости в растворе). Затем перемешанные образцы помещали в пластиковые бутыли, после чего к каждому образцу добавляли различные компоненты, например гидротропы, по одному или все вместе, в различных концентрациях, и образец интенсивно перемешивали способом встряхивания в течение 2 минут. Образцы помещали в водяную баню в условиях заданной температуры и визуально наблюдали с интервалом в 30 минут, чтобы увидеть различия в снижении вязкости между наблюдаемыми образцами. Так как цель исследования заключалась в нахождении состава, относительно быстро разжижающего гели, то за образцами наблюдали только в течение 3 часов.

Снижение вязкости может быть определено визуально. Перемешивание образцов способом встряхивания и сравнение упругости гелей и скорости подъема пузырьков воздуха на поверхность жидкости могут быть использованы для оценки степени снижения вязкости у наблюдаемых образцов. Для оценки количественного снижения вязкости каждого образца могут также служить измерения, полученные с использованием реометра Farm 35 при скорости 100 оборотов в минуту.

Образцы с 1 по 16, приведенные Таблице II ниже, были подвергнуты испытаниям с целью найти добавку, способствующую “растворимости” “измененных молекул ВУПАВ”, полученных в результате разжижения жидкости на водной основе, загущенной ВУПАВ, при использовании системы разжижителя геля гидроразрыва с ион-металлической/окислительно-восстановительной добавкой. Под термином “измененные” понимается, что молекулы все еще оставались молекулами поверхностно-активного вещества и образовывались мицеллы, однако мицеллы имели скорее сферическое, чем стержнеобразное или червеобразное строение, что способствовало получению высокой вязкости. Каждое испытание на разжижение прерывалось интенсивно (т.е. прерывалось достаточно быстро при использовании относительно высоких концентраций компонентов разжижителя геля гидроразрыва) с тем, чтобы количество “измененного ВУПАВ” превышало бы то его количество, которое могло бы содержаться в растворе, после чего большая часть измененного поверхностно-активного вещества покидала бы водную фазу с образованием верхнего “слоя массы поверхностно-активного вещества” в верхней части солевого раствора, смешенного с водой.

Ион-металлическая/окислительно-восстановительная система разжижителя геля гидроразрыва способствует распаду (изменениям) молекул ВУПАВ на молекулы поверхностно-активного вещества, менее растворимого в воде (т.е. согласно одному неограничительному пояснению эта система изменяет гидрофильно-липофильный баланс (HLB). В балансе HLB чем меньше соотношение (т.е. от 18:1 до 8:1), тем менее растворимым в воде и более растворимым в масле становится поверхностно-активное вещество. Целью испытаний, проведенных по настоящему раскрытию предмета изобретения, было дать оценку различным растворителям и поверхностно-активным веществам: изученные растворители должны были позволить измененным ВУПАВ иметь еще одну фазу, в которой они бы растворялись, кроме просто воды (при этом сам растворитель продолжал бы сохранять высокую растворимость в воде и равномерное распределение в воде), и изученные поверхностно-активные вещества должны были способствовать образованию устойчивых центров скопления мицелл (однако, невязкого типа), которые бы подвергались дисперсии в воде (как растворители, так и поверхностно-активные вещества представляли собой вид подхода к использованию химии гидротропов для решения этой задачи).

Как видно из Таблицы II, самые высокие рабочие характеристики демонстрировали растворители (такие как пропиленгликоль и этанол), в частности сочетания растворителя с поверхностно-активным веществом (например, пропиленгликоль+алкилглюкозид+додецилсульфат натрия из Примера 12 - отсутствие фазового разделения). Было проведено несколько испытаний на совместимость эфиров гликоля (таких как этиленгликольмонобутилэфир) при повышенных температурах жидкости для определения их влияния на вязкость гелей на основе ВУПАВ, и было обнаружено, что эфир гликоля (сильный растворитель) в небольших концентрациях не является вредным с точки зрения вязкости ВУПАВ и может быть использован, согласно настоящему раскрытию предмета изобретения, в составах очищающей добавки.

В Примерах с 17 по 19 приведены составы других, альтернативных микроэмульсий по настоящему раскрытию предмета изобретения, которые, согласно предположениям, можно использовать.

Пример 17

Пример эмульсии на основе одной окислительно-восстановительной системы разжижителя геля гидроразрыва:

81,5 об.% воды;

0,25 об.% вещества EXP-192L (45 мас.% раствор хелатирующих агентов диамониум этилендиаминтетрауксусной кислоты (EDTA));

2,0 об.% вещества EXP-195L (36 мас.% раствор аскорбата натрия);

0,25 об.% вещества EXP-190L (смеси различных металлов в следовых количествах с хелатирующими агентами);

5,0 об.% этиленгликольмонобутилового эфира;

2,0 об.% вещества AG-6206 (алкилглюкозид производства компании Akzo Nobel);

4,0 об.% Witconate 1223L (додецилбензолсульфонатнатрия производства компании Akzo Nobel);

5,0 об.% d-лимонена.

Пример 18

Пример первой микроэмульсии на основе системы разжижителя геля гидроразрыва с использованием полиеновой кислоты:

75,0 об.% соевого масла;

5,0 об.% монопропиленгликоля;

6,0 об.% Span 80 (сорбитан моноолеат производства компании Uniqema);

1.0 об.% Tween 80 (сорбитан моноолеат РОЕ (20) производства компании Uniqema);

5,0 об.% Witconate AOS (натрийолефинсульфонат С14-С16);

8,0 об.% воды.

Пример 19

Пример второй микроэмульсии на основе системы разжижителя геля гидроразрыва с использованием полиеновой кислоты:

63,0 об.% лососевого жира;

10,0 об.% метилэтилбензоата;

5,0 об.% Span 80 (сорбитан моноолеат производства компании Uniqema);

2.0 об.% Tween 80 (сорбитан моноолеат РОЕ (20) производства компании Uniqema);

1,5 об.% вещества AG-6206 (алкилглюкозид производства компании Akzo Nobel);

8,0 об.% Witconate 1247Н (натрийсульфонат неполного эфира многоатомного спирта С6-С10 производства компании Akzo Nobel);

0,2 об.% токоферола;

10,3 об.% воды.

Таким образом, было продемонстрировано, что представлены способы и составы для повышения качества процесса очистки скважин от жидкости для обработки на водной основе, загущенной вязкоупругими поверхностно-активными веществами (ВУПАВ). Также представлены составы и способы относительно быстрой очистки скважин от жидкостей, загущенных ВУПАВ. В альтернативном способе, согласно другому неограничительному варианту настоящего раскрытия предмета изобретения, представлены способы и составы, которые могут быть использованы внутренне (или наружно) в жидкостях, загущенных ВУПАВ, в результате чего можно получить дополнительные преимущества по повышению качества процесса очистки.

В вышеприведенном описании настоящее изобретение было раскрыто со ссылкой на его частные варианты его осуществления и продемонстрирована его эффективность в части раскрытия способов и составов промывочных жидкостей, загущенных ВУПАВ, в частности жидкостей для гидроразрыва пласта на водной основе, загущенных ВУПАВ, согласно одному неограничительному варианту настоящего изобретения. Однако очевидно, что к настоящему изобретению могут быть применены различные модификации и изменения, не отступая от сущности и объема изобретения, определяемого ниже в формуле изобретения. Поэтому описание следует рассматривать скорее как иллюстративное, нежели как ограничительное. Например, предполагается, что конкретные сочетания вязкоупругих поверхностно-активных веществ, систем разжижителя геля гидроразрыва, агентов снижения вязкости, растворяющих агентов, агентов десорбции, агентов смачиваемости водой, диспергирующих агентов, регуляторов скорости автоокисления или модифицирующих агентов, агентов регулирования жесткости воды, деэмульгаторов и других компонентов, подпадающих под параметры, заявленные, но конкретно не идентифицированные в настоящем изобретении или еще не опробованные в конкретном составе или жидкости, входят в объем настоящего изобретения.

Изобретение относится к области извлечения углеводородов из подземного пласта, а более конкретно - к удалению жидкостей для обработки на водной основе, содержащих вязкоупругие поверхностно-активные вещества ВУПАВ, используемых во время операций извлечения углеводородов. Технический результат - более полное удаление указанных жидкостей, удаление остатков или отложений, оставленых указанными жидкостями. Способ обработки подземного продуктивного пласта включает закачку жидкости на водной основе, загущенной ВУПАВ, в подземный продуктивный пласт, закачку в подземный продуктивный пласт микроэмульсии до, после и(или) одновременно с закачкой в подземный продуктивный пласт жидкости на водной основе, загущенной ВУПАВ, где микроэмульсия содержит: по меньшей мере один агент для снижения вязкости, содержащий по меньшей мере одну ненасыщенную жирную кислоту, по меньшей мере один агент растворимости, по меньшей мере один агент десорбции и по меньшей мере один агент смачиваемости водой. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 2 табл.

1. Способ обработки подземного продуктивного пласта, в котором
осуществляют:
закачку жидкости на водной основе, загущенной вязкоупругим поверхностно-активным веществом (ВУПАВ), в подземный продуктивный пласт
и закачку в подземный продуктивный пласт микроэмульсии до, после и(или) одновременно с закачкой в подземный продуктивный пласт жидкости на водной основе, загущенной ВУПАВ, где микроэмульсия содержит:
по меньшей мере один агент для снижения вязкости, содержащий по меньшей мере одну ненасыщенную жирную кислоту,
по меньшей мере один агент растворимости,
по меньшей мере один агент десорбции и
по меньшей мере один агент смачиваемости водой.

2. Способ по п.1, в котором микроэмульсия содержит:
агент растворимости, включающий растворитель,
агент десорбции, включающий поверхностно-активное вещество, и
агент смачиваемости водой, включающий вспомогательное поверхностно-активное вещество.

3. Способ по п.2, в котором
растворитель выбирают из группы, состоящей из гликоля, эфира гликоля, алкилового эфира и их сочетаний,
поверхностно-активное вещество выбирают из группы, состоящей из алкоксилированного спирта, алкилглюкозида, алкилполисахарида, алкоксилированного эфира сорбита, эфира сорбита и их сочетаний, и вспомогательное поверхностно-активное вещество выбирают из группы, состоящей из изетионата, сульфосукцината, сульфоната альфа-олефинов, алкилсульфата, алкилсульфоната, сульфата алкилового эфира, сульфоната алкилового эфира, алкил ароматического сульфоната и их сочетаний.

4. Способ по любому из пп.1-3, в котором микроэмульсия включает дополнительный компонент, выбранный из группы, состоящей из дипергирующего агента, регулятора скорости автоокисления, агента, регулирующего жесткость воды, деэмульгатора и их сочетаний.

5. Способ по п.4, в котором диспергирующий агент содержит вспомогательный растворитель, а агент, регулирующий жесткость воды, содержит хелатирующий агент.

6. Способ по п.5, в котором
вспомогательный растворитель выбирают из группы, состоящей из алкилпирролидонов, алкилкарбонатов, терпена, пропиленкарбоната, d-лимонена и их сочетаний,
регулятор скорости автоокисления выбирают из группы, состоящий из хлористых солей, бромистых солей, токоферолов, аскорбатов, 3-еновой, 5-еновой, 6-еновой кислот, металлов в следовых количествах, выбранных из группы, состоящей из Fe, Cu, Cr, Co, Mo, Pd, Mn, Zn и Ni, хелатированных металлов в следовых количествах и их сочетаний,
хелатирующий агент выбирают из группы, состоящей из полиаспартатов, иминодисукцинатов, аминокарбоксильных кислот, органофосфатов, полиакриламидов и их сочетаний, и
деэмульгатор выбирают из группы, состоящей из полимеров с гидрофобными боковыми группами, присоединяемыми к гидрофильной полимерной главной цепи макромолекулы, алкилированных фенольных смол, полиолэфиров и их сочетаний.

7. Способ по п.1, в котором жидкость на водной основе, загущенная ВУПАВ, дополнительно включает систему разжижителя геля гидроразрыва, выбираемую из группы, состоящей из:
состава в эффективном количестве для снижения вязкости загущенной жидкости на водной основе, при этом в этот состав входит по меньшей мере один источник ион-металла и по меньшей мере второй источник, выбираемый из группы, состоящей из источника органического окислительно-восстановительного агента, источника неорганического окислительно-восстановительного агента, органического источника гидрирования-дегидрирования и неорганического источника гидрирования-дегидрирования,
мыла, являющегося продуктом реакции жирной кислоты с основой щелочного или щелочно-земельного металла и присутствующего в эффективном количестве для снижения вязкости загущенной жидкости на водной основе,
ненасыщенной жирной кислоты, полученной в процессе, включающем нагрев жидкости на водной основе, загущенной ВУПАВ, до температуры, обеспечивающей, чтобы ненасыщенная жирная кислота образовала продукты эффективном количестве для снижения вязкости загущенной жидкости на водной основе, и
их сочетаний.

8. Способ по п.1, в котором осуществляют смешение микроэмульсии с жидкостью на водной основе, загущенной ВУПАВ, и удаление, по меньшей мере части жидкости на водной основе, загущенной ВУПАВ, из пласта.

9. Способ по п.1, в котором количество микроэмульсии, смешенной с жидкостью на водной основе, загущенной ВУПАВ, составляет от 0,025 до 2,0 об.%, основываясь на смеси всех жидкостей.

10. Загущенная жидкость на водной основе, содержащая воду,
вязкоупругое поверхностно-активное вещество (ВУПАВ) в эффективном количестве для повышения вязкости воды для образования жидкости на водной основе, загущенной ВУПАВ, и
микроэмульсию, включающую:
по меньшей мере один агент снижения вязкости, содержащий по меньшей мере одну ненасыщенную жирную кислоту,
по меньшей мере один растворяющий агент,
по меньшей мере один агент десорбции и
по меньшей мере один агент смачиваемости водой.

11. Загущенная жидкость на водной основе по п.10, в которой микроэмульсия содержит:
растворяющий агент, включающий растворитель,
агент десорбции, включающий поверхностно-активное вещество, и
агент смачиваемости водой, включающий вспомогательное поверхностно-активное вещество.

12. Загущенная жидкость на водной основе по п.10, в которой
растворитель выбран из группы, состоящей из гликоля, эфира гликоля, алкилового эфира и их сочетаний,
поверхностно-активное вещество выбрано из группы, состоящей из алкоксилированного спирта, алкилглюзида, алкилполисахарида, алкоксилированного эфира сорбита, эфира сорбита и их сочетаний, и вспомогательное поверхностно-активное вещество выбрано из группы, состоящей из изетионата, сульфосукцината, сульфоната альфа-олефинов, алкилсульфата, алкилсульфоната, сульфата алкилового эфира, сульфоната алкилового эфира, сульфоната алкилированных ароматических углеводородов и их сочетаний.

13. Загущенная жидкость на водной основе по п.10, в которой микроэмульсия включает дополнительный компонент, выбранный из группы, состоящей из диспергирующего агента, регулятора скорости автоокисления, агента контроля жесткости воды, деэмульгатора и их сочетаний.

14. Загущенная жидкость на водной основе по п.13, в которой диспергирующий агент включает вспомогательный растворитель, а агент контроля жесткости воды включает хелатирующий агент.

15. Загущенная жидкость на водной основе по п.14, в которой вспомогательный растворитель выбран из группы, состоящей из
алкилпирролидонов, алкилкарбонатов, терпена, пропиленкарбоната, d-лимонена
и их сочетаний,
регулятор скорости автоокисления выбран из группы, состоящей из хлористых солей, бромистых солей, токоферолов, аскорбатов, 3-еновой, 5-еновой, 6-еновой кислоты, металлов в следовых количествах, выбираемых из группы, состоящей из: Fe, Cu, Cr, Co, Vo, Pd, Mn, Mn, Zn и Ni, хелатированных металлов в следовых количествах и их сочетаний,
хелатирующий агент выбран из группы, состоящей из полиаспартатов, иминодиссукцинатов, аминокарбоксильных кислот, органофосфатов, полиакриламидов и их сочетаний, и
деэмульгатор выбран из группы, состоящей из полимеров с гидрофобными боковыми группами, присоединенными к гидрофильной главной цепи макромолекулы полимера, алкилированных фенольных смол, полиолэфиров и их сочетаний.

16. Загущенная жидкость на водной основе по п.10, в которой жидкость на водной основе, загущенная ВУПАВ, включает систему разжижителя геля гидроразрыва, выбираемую из группы, состоящей из:
состава в эффективном количестве для снижения вязкости загущенной жидкости на водной основе, при этом в этот состав входит: по меньшей мере один источник ион-металла и по меньшей мере второй источник, выбираемый из группы, состоящей из источника органического окислительно-восстановительного агента, источника неорганического окислительно-восстановительного агента, органического источника гидрирования-дегидрирования и неорганического источника гидрирования-дегидрирования,
мыла, являющегося продуктом реакции жирной кислоты с основой щелочного или щелочно-земельного металла и присутствующего в эффективном количестве для снижения вязкости загущенной жидкости на водной основе,
ненасыщенной жирной кислоты, полученной в процессе, включающем нагрев жидкости на водной основе, загущенной ВУПАВ, до температуры, обеспечивающей, чтобы ненасыщенная жирная кислота образовала продукты в эффективном количестве для снижения вязкости загущенной жидкости на водной основе, и
их сочетаний.

17. Загущенная жидкость на водной основе по п.10, в которой микроэмульсия присутствует в количестве от 0,025 до 2,0 об.%, на основе сочетания жидкости на водной основе, загущенной ВУПАВ, с микроэмульсией.