ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Когда стволы скважины пробуривают, естественным является прохождение сквозь различные подземные несущие формации для достижения интересующей формации, несущей углеводород. По завершении стволов скважины вода может достигать ствол скважины из различных источников, включая природную воду рядом с формацией или из искусственных текучих сред, которые ввели в или рядом со стволом скважины. Примеры искусственных источников воды включают: буровой раствор и другие буровые текучие среды на основе воды и продавочные текучие среды. Природные источники воды, которые возле призабойной зоны скважины включают прилегающие формации с количествами воды, большими, чем in-situ или уровни природного насыщения воды формации. Уровни водного насыщения in-situ типично являются приблизительными, если не одинаковыми, как и уровни насыщения реликтовой воды, хотя в некоторых формациях уровни водного насыщения in-situ могут быть значительно больше или меньше, чем уровень насыщения реликтовой воды для формации.
Из природных либо искусственных источников вода, которая остается или входит в формацию, может значительно снижать или полностью останавливать производство газа из скважины. Даже остановленные скважины могут терять производительность после короткого отрезка времени (включая всего лишь несколько дней) вследствие рассола воды, проточной воды, реликтовой воды, подвижной воды, неподвижной воды, воды с поперечным потоком, остаточной воды, воды из текучих сред скважины, воды в бетоне, воды из прилегающих перфорированных формаций, входящих в зону ствола скважины. Кроме того, когда формации пробурены, в дополнение к воде in-situ, зону ствола скважины можно наполнить водой из любого изложенного источника воды.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Данное изобретение включает композиции и способы обработки углеводородных формаций, которые были повреждены водой (т.е., по меньшей мере, с частичным водным барьером). Примеры формаций, которые можно обработать применяя данное изобретение, включают залежи сухого газа, залежи влажного газа, залежи отходящего конденсата газа, залежи газа в плотных породах, залежи газа из угольных пластов и их комбинации.
В одном аспекте данное изобретение представляет способ обработки подземной формации, несущей углеводород, содержащей нереликтовую воду, способ включает этапы, на которых приводят в соприкосновение подземную формацию, несущую углеводород, с композицией, включающей растворитель и модификатор смачиваемости, где растворитель, по меньшей мере, частично вытесняет или растворяет воду в формации.
В некоторых вариантах осуществления нереликтовой водой является, по меньшей мере, одно из следующего: проточная вода, подвижная вода, неподвижная вода, вода с поперечным потоком, вода из текучих сред скважины, вода в бетоне, вода из прилежащих перфорированных формаций или остаточная вода. В некоторых вариантах осуществления формация, несущая углеводород, имеет, по меньшей мере, одну трещину, которая включает расклинивающий агент. В некоторых вариантах осуществления формация, несущая углеводород, включает, по меньшей мере, одно из следующего: залежь сухого газа, залежь влажного газа, залежь отходящего конденсата газа, залежь газа в плотных породах, залежь газа из угольных пластов или залежь хранения газа. В некоторых вариантах осуществления способ может дополнительно включать снижение потока, не подчиняющегося закону Дарси, в формации. В некоторых вариантах осуществления, формация, несущая углеводород, включает, по меньшей мере, одно из следующего: глинистую породу, конгломерат, диатомит, песок или песчаник. В некоторых вариантах осуществления, формация, несущая углеводород, включает формации с причиненным водой ущербом (т.е., по меньшей мере, с частичным водным барьером). В некоторых вариантах осуществления, формация, главным образом, не содержит конденсата.
В одном аспекте данное изобретение обеспечивает способ восстановления формации, несущей углеводород, обработанной первым модификатором смачиваемости, где формация, несущая углеводород, по меньшей мере, частично заблокирована водой, способ включает этапы, на которых:
приводят в соприкосновение формацию, несущую углеводород, с, по меньшей мере, частичным водным барьером, с текучей средой, где текучая среда, по меньшей мере, частично вытесняет, по меньшей мере, одно из углеводорода или воды в формации, несущей углеводород;
получают информацию характеристик из формации, несущей углеводород, после приведения в соприкосновение формации, несущей углеводород, с текучей средой;
определяют, по меньшей мере, частично основываясь на информации характеристик, производить ли повторную обработку формации, несущей углеводород, вторым модификатором смачиваемости.
В некоторых вариантах осуществления формация, главным образом, не содержит конденсата. В некоторых вариантах осуществления, информация характеристики включает, по меньшей мере, одну газовую проницаемость, относительную газовую проницаемость, скорость выработки газа, скорость выработки конденсата, скорость выработки нефти или индекс производительности. В некоторых вариантах осуществления, способ может дополнительно включать повторную обработку кластической формации, несущей углеводород, композицией, включающий второй модификатор смачиваемости и, по меньшей мере, один растворитель и воду. В некоторых вариантах осуществления, первый и второй модификаторы смачиваемости одинаковые. В некоторых вариантах осуществления, модификатор смачиваемости включает, по меньшей мере, одно из: фторированное поверхностно-активное вещество, нефторированное поверхностно-активное вещество, органическое поверхностно-активное вещество или углеводородное поверхностно-активное вещество. В некоторых вариантах осуществления растворитель включает, по меньшей мере, одно из полиола или полиолового эфира, где полиол и полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 25 атомов углерода и где растворитель включает, по меньшей мере, одно из одноатомного спирта, эфира или кетона, независимо имеющих от 1 до 4 атомов углерода. В некоторых вариантах осуществления кластическая формация, несущая углеводород, имеет конденсат, и где текучая среда, по меньшей мере, частично вытесняет конденсат в кластической формации, несущей углеводород. В некоторых вариантах осуществления, кластической формацией, несущей углеводород, является нисходящая скважина. В некоторых вариантах осуществления, текучая среда, главным образом, не содержит поверхностно-активного вещества.
В одном аспекте данное изобретение обеспечивает способ обработки кластической формации, несущей углеводород, содержащей нереликтовый рассол и, по меньшей мере, одну первую относительную газопроницаемость, где формация иным образом не блокирована жидкостью или повреждена жидкостью, способ включает этапы, на которых:
приводят в соприкосновение кластическую формацию, несущую углеводород, с модификатором смачиваемости, где модификатор смачиваемости приводят в соприкосновение с кластической формацией, несущей углеводород, формация имеет, по меньшей мере, одну вторую газопроницаемость, и где вторая газопроницаемость, по меньшей мере, на 5 процентов выше (в некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, на 10, 15, 20, 25, 50, 75, 100, 125 или даже, по меньшей мере, на 150 процентов или более) первой газопроницаемости. В некоторых вариантах осуществления, газопроницаемость представляет собой относительную газопроницаемость.
В одном аспекте данное изобретение обеспечивает способ обработки кластической формации, несущей углеводород, содержащей нереликтовую воду и, по меньшей мере, одну температуру, где нереликтовая вода имеет, по меньшей мере, одну первую композицию, причем способ включает этапы, на которых:
получают первую информацию о сочетаемости для первой модели рассола и первой композиции обработки при модели температуры, где первая модель рассола включает композицию, выбранную, по меньшей мере, из частично основанной на первой композиции, где модель температуры выбрана, по меньшей мере, частично основанной на температуре формации, и где первая композиция обработки включает, по меньшей мере, одно первое поверхностно-активное вещество и, по меньшей мере, один первый растворитель;
основываясь, по меньшей мере, частично, на первой информации о сочетаемости, выбирают способ обработки для кластической формации, несущей углеводород, где способом обработки является способ I или способ II,
где способ I включает этапы, на которых:
приводят в соприкосновение кластическую формацию, несущую углеводород, с текучей средой, где текучая среда, по меньшей мере, одна из по меньшей мере частично растворяющих или, по меньшей мере, частично вытесняющих нереликтовую воду в кластической формации, несущей углеводород; и
впоследствии приводят в соприкосновение кластическую формацию, несущую углеводород, с первой композицией обработки;
и способ II включает этапы, на которых:
приводят в соприкосновение кластическую формацию, несущую углеводород, со второй композицией обработки, вторая композиция обработки включает, по меньшей мере, одно второе поверхностно-активное вещество и, по меньшей мере, один второй растворитель, при условии что после получения первой информации о сочетаемости кластическая формация, несущая углеводород, не соприкасается с текучей средой, которая, по меньшей мере, одна из, по меньшей мере, частично растворяющих или, по меньшей мере, частично вытесняющих нереликтовую воду в кластической формации, несущей углеводород, перед соприкосновением кластической формации, несущей углеводород, со второй композицией обработки; и
обрабатывают кластическую формацию, несущую углеводород, выбранным способом обработки.
В одном аспекте данное изобретение обеспечивает способ обработки формации, несущей углеводород, имеющей, по меньшей мере, одну трещину, где трещина содержит в себе рассол и множество расклинивающих агентов и где трещина имеет объем, способ включает этапы, на которых:
приводят в соприкосновение трещину с композицией, включающей количество модификатора смачиваемости, где количество модификатора смачиваемости основывается, по меньшей мере, частично на объеме множества расклинивающих агентов;
позволяют модификатору смачиваемости взаимодействовать с, по меньшей мере, частью множества расклинивающих агентов.
В некоторых вариантах осуществления, множество расклинивающих агентов включают, по меньшей мере, одно из песка, спеченного боксита, керамики (т.е. стекла, кристаллической керамики, стеклокерамики и их комбинаций), термопластмасс, органических материалов или глины. В некоторых вариантах осуществления, модификатором смачиваемости является, по меньшей мере, один из фторированного поверхностно-активного вещества или углеводородного поверхностно-активного вещества. В некоторых вариантах осуществления, композиция дополнительно включает растворитель. В некоторых вариантах осуществления, трещина имеет, по меньшей мере, одну первую проводимость перед соприкосновением трещины с композицией и, по меньшей мере, одну вторую проводимость после соприкосновения трещины с композицией, и где вторая проводимость, по меньшей мере, на 5 (в некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, на 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 100 или даже, по меньшей мере, на 150 или более) процентов больше первой проводимости.
В одном аспекте данное изобретение обеспечивает способ обработки формации, несущей углеводород, имеющей, по меньшей мере, одну трещину, где трещина содержит в себе рассол и множество расклинивающих агентов и где трещина имеет объем, способ включает этапы, на которых:
приводят в соприкосновение трещину с текучей средой, где текучая среда, по меньшей мере, одна из, по меньшей мере, частично растворяющих или частично вытесняющих рассол в трещине;
впоследствии приводят в соприкосновение трещину с композицией, включающей количество модификатора смачиваемости, где количество модификатора смачиваемости основывается, по меньшей мере, частично на объеме множества расклинивающих агентов;
позволяют модификатору смачиваемости взаимодействовать с, по меньшей мере, частью множества расклинивающих агентов.
В некоторых вариантах осуществления, текучая среда включает, по меньшей мере, одно из толуола, дизельного топлива, гептана, октана или конденсата. В некоторых вариантах осуществления, текучая среда включает, по меньшей мере, одно из полиола или полиолового эфира, где полиол и полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 25 атомов углерода. В некоторых вариантах осуществления, полиол или полиоловый эфир, по меньшей мере, один из 2-бутоксиэтанола, этиленгликоля, пропиленгликоля, поли(пропиленгликоля), 1,3-пропандиола, 1,8-октандиола, монометилового эфира диэтиленгликоля, монобутилового эфира этиленгликоля или монометилового эфира дипропиленгликоля. В некоторых вариантах осуществления, текучая среда дополнительно включает, по меньшей мере, один одноатомный спирт, эфир или кетон, имеющие независимо от 1 до 4 атомов углерода. В некоторых вариантах осуществления, текучая среда включает, по меньшей мере, одно из воды, метанола, этанола или изопропанола. В некоторых вариантах осуществления, текучая среда включает, по меньшей мере, одно из метана, диоксида углерода или азота. В некоторых вариантах осуществления, трещина имеет, по меньшей мере, одну первую проводимость перед соприкосновением трещины с композицией и, по меньшей мере, одну вторую проводимость после соприкосновения трещины с композицией, где вторая проводимость, по меньшей мере, на 5 (в некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, на 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 100 или даже, по меньшей мере, на 150 или более) процентов выше первой проводимости. В некоторых вариантах осуществления, трещина, главным образом, не содержит конденсата.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ФИГУР
Для более полного понимания признаков и преимуществ данного изобретения создали ссылку для детального описания изобретения вместе с сопровождающими фигурами, на которых:
Фиг.1 представляет собой схематическое изображение примера осуществления морской нефтегазовой платформы, на которой используется устройство для обработки призабойной зоны скважины по данному изобретению.
Фиг.2 представляет собой призабойную зону скважины с трещиной более подробно для вариантов осуществления, связанных с трещиноватой формацией.
Фиг.3 представляет собой схематическую иллюстрацию установки заводнения керна для исследования образцов керна и других материалов, применяя композиции и способы по данному изобретению.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Несмотря на то что создание и применение различных вариантов осуществления по данному изобретению обсуждено подробно ниже, нужно принимать во внимание, что данное изобретение предоставляет много применимых идей изобретения, которые могут быть применены в большом разнообразии отдельно взятых контекстов. Конкретные варианты осуществления, обсуждаемые тут, являются всего лишь иллюстративными конкретными путями создания и применения изобретения и не ограничивают объем изобретения.
Для облегчения понимания данного изобретения ниже определен ряд выражений. Выражения, которые определены в описании, принимают значения, общеизвестные для специалиста в областях, имеющих отношение к данному изобретению. Формы единственного числа не предназначены ссылаться только на отдельную единицу, но включают общий класс, в котором конкретный пример можно применять для иллюстрации. Здесь терминологию применяют для описания специфических вариантов осуществления изобретения, но ее применение не ограничивает данное изобретение за исключением изложенного в формуле изобретения. Следующие определения выражений применяют по всему описанию и формуле изобретения.
Выражение "рассол" означает воду с, по меньшей мере, одной растворенной солью электролита (например, имеющую любую ненулевую концентрацию, которая может быть, в некоторых вариантах осуществления, меньше чем 1000 частей на миллион по весу (ppm), или более 1000 ppm, более 10000 ppm, более 20000 ppm, 30000 ppm, 40000 ppm, 50000 ppm, 100000 ppm, 150000 ppm, или даже более чем 200000 ppm).
Выражение "композиция рассола" относится к типам растворенных электролитов и их концентрациям в рассоле.
Выражение "информация о сочетаемости" относится к информации, касающейся стабильности фазы раствора или дисперсии.
Выражение "условия нисходящей скважины" означают температуру, давление, влажность и другие условия, которые обычно обнаруживаются в подземных формациях.
Выражение "гомогенный" означает макроскопическую однородность по всей толще, а не предрасположенность к самопроизвольному макроскопическому разделению фаз.
Выражение "формация, несущая углеводород" включает и формации, несущие углеводороды в месторождении (т.е. подземные формации, несущие углеводород), и части таких формаций, несущих углеводород (например, образцы керна).
Выражение "трещина" означает трещину, сделанную человеком. Например, при эксплуатации трещины типично делаются введением продавочной текучей среды в подземную геологическую формацию при скорости и давлении, достаточными для открытия там трещины (т.е. превышения прочности горных пород).
Выражение "гидролизуемая силановая группа" означает группу, имеющую, по меньшей мере, одну часть Si-O-Z, которая подвергается гидролизу с водой при pH от приблизительно 2 до приблизительно 12, где Z представляет собой H или замещенный или незамещенный алкил или арил.
Выражение "неионный" относится к поверхностно-активному веществу, свободному от ионных групп (например, соли) или групп (например, -CO2H, -SO3H, -OSO3H, -P(=O)(OH)2), которые полностью ионизированы в воде.
Выражение "нормальная точка кипения" означает точку кипения при давлении в одну атмосферу (100 кПа).
Выражение "полимер" означает молекулу с молекулярным весом, по меньшей мере, 1000 грамм/моль, структура которой включает многократное повторение единиц, происходящих, фактически или концептуально, от молекул с относительно низкой молекулярной массой.
Выражение "полимерный" означает включающий полимер.
Выражение "растворитель" означает гомогенный жидкий материал (включающий любую воду, с которой его можно смешать), способный, по меньшей мере, частично растворять неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество (вещества), с которым его смешали при 25°C.
Выражение "смешивающийся с водой" означает растворимый в воде во всех пропорциях.
Выражение "производительность", по отношению к скважине, означает способность скважины вырабатывать углеводороды; а именно, отношение скорости потока углеводородов к падению давления, где падением давления является разница между средним пластовым давлением и динамическим забойным давлением скважины (т.е. поток на единицу движущей силы).
Как применяют в данном описании, выражение "в основном без осажденной соли" относится к количеству солей, обнаруженных в воде при условиях нисходящей скважины, которые оседают и не препятствуют взаимодействию (например, адсорбция) поверхностно-активного вещества с формацией, трещиной или расклинивающими агентами, и в отдельных случаях количество солей может быть нулевым. В одном примере, в основном без осажденной соли подразумевается количество соли, которое не более чем на 5% выше количества продукта растворимости при данной температуре и давлении. В другом примере, формация становится в основном без осажденной соли, когда количество соли в формации снизили, растворили или вытеснили, так что соли не препятствуют взаимодействию со связыванием поверхностно-активного вещества с формацией.
Как применяют тут, выражение "информация характеристик" относится к, по меньшей мере, одному из газовой проницаемости, относительной газовой проницаемости, скорости выработки газа, скорости выработки конденсата, скорости выработки нефти или индекса производительности (например, отношение скорости выработки к разнице между средним пластовым давлением и забойным давлением скважины).
Выражение "точка помутнения" поверхностно-активного вещества относится к температуре, при которой неионное поверхностно-активное вещество становится негомогенным в воде. Эта температура может зависеть от многих переменных (например, концентрации поверхностно-активного вещества, концентрации растворителя, композиции растворителя, концентрации воды, концентрации и композиции электролита, концентрации и композиции масляной фазы и присутствия других поверхностно-активных веществ).
Как применяют в данном описании, выражение "в основном, не содержит поверхностно-активного вещества" относится к текучей среде, которая может содержать поверхностно-активное вещество в количестве, недостаточном для того, что текучая среда имела точку помутнения, например, когда она ниже своей критической концентрации мицелл. Текучая среда, которая, в основном, не содержит поверхностно-активное вещество, может быть текучей средой, которая содержит поверхностно-активное вещество, но в количестве, недостаточном для изменения смачиваемости, например, кластической формации, несущей углеводород, при условиях нисходящей скважины. Текучая среда, которая, в основном, не содержит поверхностно-активного вещества, содержит весовые проценты поверхностно-активного вещества настолько низкие, как 0 весовых процентов.
Как применяют тут, "модификатор смачиваемости" относится к соединению, которое действует на поверхностную энергию материала. Неограничивающие примеры модификаторов смачиваемости могут включать углеводороды (например, парафин или воск), силикон (фторированный или нефторированный), полисилоксаны (фторированные или нефторированные), уретаны (фторированные или нефторированные), полиамины, фторполимеры, поверхностно-активные вещества (фторированные или нефторированные). В некоторых вариантах осуществления, модификаторы смачиваемости включают поверхностно-активное вещество. В некоторых вариантах осуществления, модификаторы смачиваемости включают неионные фторированные поверхностно-активные вещества.
Заявители обнаружили, что удаление реликтовой воды из формации, которая иным образом не блокирована жидкостью или повреждена жидкостью (например, накопление конденсата, подвижная вода и остаточная вода), будет улучшать газовую проницаемость.
Много природных газовых скважин, особенно имеющие так называемые «плотные» или с очень низкой проницаемостью формации, можно обработать по данному изобретению, улучшая их коэффициент продуктивности (PI). Обнаружили, что модификаторы смачиваемости можно применять для обработки формаций с низкой проницаемостью (например, блокированных жидкостью, поврежденных жидкостью или формаций с водным барьером для улучшения коэффициента продуктивности), и также для проблем, вызванных реликтовой водой в неповрежденных формациях. Хотя, не желая связываться теорией, полагали, что механизмы включают увеличение газовой проницаемости (например, относительной газопроницаемости) и снижение инерциальных эффектов, которые снижают поток газа при высоких скоростях, когда воду и/или конденсат удалили из пористой среды. Дополнительно не желая связываться теорией, полагали, что для некоторых вариантов осуществления, в которых формация трещиновата, химическую обработку можно применять как в кластических, так и в карбонатных формациях, так как это является гидравлической трещиной, которую обработали ранее, чем формацию. Часто, может быть необходим относительно небольшой объем обработки, так как поровый объем в расклиненной трещине может быть небольшим. Может произойти некоторая утечка к формации, и это может обеспечить дополнительную выгоду обработки горной породы непосредственно вокруг трещины в некоторых случаях, но первичным возбуждением заданного объекта является трещина сама по себе. Обработка может быть применима в трещинах в природных газовых скважинах и в скважинах газовых конденсатов. В некоторых вариантах осуществления, например, когда соленость является высокой, предварительная промывка может быть желательной.
В некоторых вариантах осуществления, формации, несущие углеводороды, которые можно обработать способами по данному изобретению, имеют, по меньшей мере, одну трещину (в некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 или даже 10 или более трещин). Объем трещины можно измерять применяя способы, известные в технике (например, тестированием быстрого изменения давления трещиноватой скважины). Типично, когда трещина создана в подземной формации, несущей углеводород, объем трещины можно оценить, применяя, по меньшей мере, одно известное значение продавочной текучей среды или известное количество расклинивающего агента, применяемых на протяжении операции образования трещины.
В некоторых вариантах осуществления, кластическая формация, несущая углеводород, имеет, по меньшей мере, одну трещину. В некоторых из этих вариантов осуществления, трещина содержит в себе множество расклинивающих агентов. Расклинивающие материалы трещины типично вводят в формацию как часть гидравлической обработки трещины. Типичные расклинивающие агенты, известные в технике, включают те, что сделаны из песка (например, пески Ottawa, Brady или Colorado Sands, часто рассматриваются как белые или коричневые пески, имеющие различные соотношения), покрытого смолой песка, спеченного боксита, керамики (т.е. стекла, кристаллической керамики, стеклокерамики и их комбинаций), термопластмасс, органических материалов (например, перемолотые или раздробленные скорлупы орехов, скорлупы семян, косточки плодов и обработанная древесина) и глины. Песчаные расклинивающие агенты доступны, например, от Badger Mining Corp., Berlin, WI; Borden Chemical, Columbus, ОН; и Fairmont Minerals, Chardon, ОН. Термопластические расклинивающие агенты доступны, например, от Dow Chemical Company, Midland, MI; и BJ Services, Houston, TX. Расклинивающие агенты на основе глины доступны, например, от CarboCeramics, Irving, TX; и Saint-Gobain, Courbevoie, France. Расклинивающие агенты из керамического спеченного боксита доступны, например, от Borovichi Refractories, Borovichi, Russia; 3M Company, St. Paul, MN; CarboCeramics; и Saint Gobain. Расклинивающие агенты из стеклянных пузырьков и шариков доступны, например, от Diversified Industries, Sidney, British Columbia, Canada; и 3М Company. В некоторых вариантах осуществления, расклинивающие агенты образуют блоки внутри формации и/или ствола скважины. Расклинивающие агенты можно выбрать, чтобы они были химически совместимы с текучими средами и композициями, описанными тут. Неограничивающие примеры измельченных твердых частиц включают материалы расклинивающего агента трещины, вводимые в формацию как часть гидравлической обработки трещины и борьбы с песком, заносимым в ствол скважины/формации, как обработки для борьбы с песком, такой как гравийный фильтр или гидроразрыв с установкой сетчатого фильтра.
Данное изобретение включает композиции и способы для удаления воды из призабойной зоны скважины формации, несущей углеводород, и с введенным стволом скважины, и более конкретно, для применения модификатора смачиваемости, который включает, например, неионный фторированный полимер для удаления барьера воды для улучшения производительности скважины.
Примеры поверхностно-активных веществ, которые можно применять как модификаторы смачиваемости в способах по данному изобретению, включают анионные поверхностно-активные вещества, катионные поверхностно-активные вещества, неионные поверхностно-активные вещества, амфотерные поверхностно-активные вещества (например, цвиттерионные поверхностно-активные вещества) и их комбинации. Многие из каждого типа поверхностно-активного вещества широко доступны каждому специалисту данной области. Они включают поверхностно-активные вещества на основе фторсодержащего соединения, силикона и углеводорода. Специалист в данной области с учетом данного раскрытия признает, что выбор поверхностно-активных веществ будет зависеть от природы формации (кластическая против некластической), а также других поверхностно-активных веществ. Применимые поверхностно-активные вещества, которые можно применять для обработки кластических формаций, могут быть катионными, анионными, неионными, амфотерными (например, цвиттерионные поверхностно-активные вещества). Некластические формации можно обработать анионными, амфотерными (например, цвиттерионными) поверхностно-активными веществами.
Примеры применимых анионных поверхностно-активных веществ включают соли щелочных металлов и (алкил)аммониевые соли: алкилсульфаты и сульфонаты, такие как додецилсульфат натрия и додекансульфонат калия; сульфаты полиэтоксилированных производных алифатических спиртов с прямой или разветвленной цепью и карбоновых кислот; алкилбензолсульфонаты, алкилнафталинсульфонаты и сульфаты (например, лаурилбензолсульфонат натрия); этоксилированные и полиэтоксилированные алкил и аралкил спиртовые карбоксилаты; глицинаты (например, алкилсаркозинаты и алкилглицинаты); сульфосукцинаты, включая диалкилсульфосукцинаты; изетионатные производные; N-ацилтауриновые производные (например, N-метил-N-олеилтаурат натрия); и алкилфосфат моно- или ди-эстеры (например, этоксилированный додецилового спирта фосфат эстер, натриевая соль).
Примеры применимых катионных поверхностно-активных веществ включают: алкиламмониевые соли формулы CrH2r+1N(CH3)3X, где X представляет собой, например, OH, Cl, Br, HSO4 или комбинацию OH и Cl, и где r - целое число от 8 до 22, и формулы CSHS+1N(C2H5)3X, где - s целое число от 12 до 18; гемини поверхностно-активные вещества, например, имеющие формулу: [C16H33N(CH3)2CtH2t+1]X, где t - целое число от 2 до 12, и X является, например, ОН, Cl, Br, HSO4 или комбинацией OH и Cl; аралкиламмониевые соли (например, бензалкониевые соли); и цетилэтилпиперидиниевые соли, например C16H33N(C2H5)(C5H10)X, где X является, например, OH, Cl, Br, HSO4 или комбинацией OH и Cl.
Примеры применимых амфотерных поверхностно-активных веществ включают алкилдиметил амин оксиды, алкилкарбоксамидоалкилендиметил амин оксиды, аминопропионаты, сульфобетаины, алкилбетаины, алкиламидобетаины, дигидроксиэтилглицинаты, имидазолинацетаты, имидазолинпропионаты, аммония карбоксилат и аммония сульфонат амфотерные и имидазолин сульфонаты.
Примеры применимых углеводородных неионных поверхностно-активных веществ включают полиоксиэтилен алкил эфиры, полиоксиэтилен алкил-фенил эфиры, полиоксиэтилен ацил эстеры, сорбитановые жирнокислотные эстеры, полиоксиэтилен алкиламины, полиоксиэтилен алкиламиды, полиоксиэтилен лауриловые эфиры, полиоксиэтилен цетиловые эфиры, полиоксиэтилен стеариловые эфиры, полиоксиэтилен олеиловый эфир, полиоксиэтилен октилфенил эфиры, полиоксиэтилен нонилфенил эфиры, полиэтиленгликоль лаураты, полиэтиленгликоль стеараты, полиэтиленгликоль дистеараты, полиэтиленгликоль олеаты, оксиэтилен-оксипропилен блок-сополимер, сорбитан лаурат, сорбитан стеарат, сорбитан дистеарат, сорбитан олеат, сорбитан сесквиолеат, сорбитан триолеат, полиоксиэтилен сорбитан лаураты, полиоксиэтилен сорбитан стеараты, полиоксиэтилен сорбитан олеаты, полиоксиэтилен лауриламины, полиоксиэтилен лауриламиды, лауриламин ацетат, этоксилированный тетраметилдециндиол, фторалифатический полимерный эстер и полиэфир-полисилоксан сополимеры.
Применимые неионные поверхностно-активные вещества также включают неионные фторированные поверхностно-активные вещества. Примеры включают неионные фторированные поверхностно-активные вещества, такие как доступные под торговой маркой "ZONYL" (например, ZONYL FSO) Е. I. du Font de Nemours и Co., Wilmington, DE.
Неионные фторированные полимерные поверхностно-активные вещества можно также использовать.
В некоторых вариантах осуществления, неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество включает:
(a) по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную формулой:
(b) по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную формулой:
где:
Rf представляет перфторалкильную группу, имеющую от 1 до 8 атомов углерода. Иллюстративные группы Rf включают перфторметил, перфторэтил, перфторпропил, перфторбутил (например, перфтор-n-бутил или перфтор-sec-бутил), перфторпентил, перфторгексил, перфторгептил и перфтороктил.
Каждый из R, R1 и R2 независимо представляют собой водород или алкил от 1 до 4 атомов углерода (например, метил, этил, n-пропил, изопропил, бутил, изобутил или t-бутил).
n представляет собой целое число от 2 до 10.
EO представляет собой -CH2CH2O-.
PO представляет собой -CH(CH3)CH2O- или -CH2CH(CH3)O-.
Каждый p независимо является целым числом от 1 до приблизительно 128.
Каждый q независимо является целым числом от 0 до приблизительно 55. Применимые неионные фторсодержащие полимерные поверхностно-активные вещества типично имеют среднечисловой молекулярный вес в диапазоне от 1000 до 30000, 40000, 50000, 60000, 75000, 100000 или более грамм/моль, хотя также может использоваться более высокий и более низкий молекулярный вес.
Модификаторы смачиваемости, такие как неионные фторированные полимерные поверхностно-активные вещества, можно получить методиками, известными в данной области, включая, например, свободнорадикальную инициированную сополимеризацию, содержащую нонафторбутансульфонамидогруппу акрилата с поли(алкиленокси) акрилатом (например, моноакрилатом или диакрилатом) или их смесями. Регулируя концентрацию и активность инициатора, концентрацию мономеров, температуру и агенты передачи цепи, можно контролировать молекулярный вес сополимера полиакрилата. Описание получения таких полиакрилатов раскрыто, например, в патенте США №3787351 (Olson). Получение мономеров нонафторбутансульфонамидоакрилата описано, например, в патенте США №2803615 (Ahlbrecht et al.), который включен в данное описание ссылкой. Примеры фторалифатических полимерных эстеров и их получение описаны, например, в патенте США №6664354 (Savu et al.).
Способы, описанные выше для создания структур, содержащих нонафторбутилсульфонамидогруппу, можно применять для создания гептафторпропилсульфонамидогрупп начиная с гептафторпропилсульфонилфторида, который можно получить, например, способами, описанными в примерах 2 и 3 патента США №2732398 (Brice et al.), включенного в данное описание ссылкой.
В некоторых вариантах осуществления, где формация, несущая углеводород, имеет, по меньшей мере, одну трещину, которая включает расклинивающие агенты, модификаторы смачиваемости, такие как неионные фторированные полимерные поверхностно-активные вещества, которые можно применять в осуществлении данного изобретения, взаимодействуют, по меньшей мере, с частью множества расклинивающих агентов (т.е. изменение смачиваемости расклинивающих агентов). Модификаторы смачиваемости могут взаимодействовать с множеством расклинивающих агентов, например, адсорбируясь к поверхностям расклинивающих агентов (либо в кластических, либо в некластических формациях). Способы определения взаимодействия модификаторов смачиваемости с расклинивающими агентами включают измерения проводимости трещины.
В некоторых вариантах осуществления модификаторы смачиваемости, применимые в осуществлении данного изобретения, изменяют свойства смачиваемости горной породы в призабойной зоне скважины в формации, несущей углеводород (в некоторых вариантах осуществления в трещине). Хотя, не желая связываться теорией, полагали, что модификаторы смачиваемости, такие как неионные фторированные полимерные поверхностно-активные вещества, в основном адсорбируются к формациям при условиях нисходящей скважины.
Вновь, не вдаваясь в теорию, для вариантов осуществления, где формация, несущая углеводород, трещиновата, полагают, что модификаторы смачиваемости, такие как неионные фторированные полимерные поверхностно-активные вещества, обычно адсорбируются поверхностями расклинивающих агентов и поверхностью горной породы трещиноватой кластической формации, несущей углеводород, и типично остаются на целевом участке для продления экстракции (например, 1 неделя, 2 недели, 1 месяц или дольше).
Примеры применимых растворителей включают органические растворители, воду и их комбинации. Примеры органических растворителей включают полярные и/или смешиваемые с водой растворители, такие как одноатомные спирты, независимо имеющие от 1 до 4 или более атомов углерода (например, метанол, этанол, изопропанол, пропанол и бутанол); полиолы, такие как, например, гликоли (например, этиленгликоль или пропиленгликоль), концевые алкандиолы (например, 1,3-пропандиол, 1,4-бутандиол, 1,6-гександиол или 1,8-октандиол), полигликоли (например, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль или дипропиленгликоль) и триолы (например, глицерин, триметилолпропан); эфиры (например, диэтиловый эфир, метиловый t-бутиловый эфир, тетрагидрофуран, p-диоксан; полиоловые эфиры (например, гликоль эфиры (например, монобутиловый эфир этиленгликоля, монометиловый эфир диэтиленгликоля, монометиловый эфир дипропиленгликоля, монометиловый эфир пропиленгликоля или гликолевые эфиры, доступные под торговым обозначением "DOWANOL" от Dow Chemical Co., Midland, MI); кетоны (например, ацетон или 2-бутанон), легко газифицируемые текучие среды (например, аммоний, углеводороды с низким молекулярным весом или замещенные углеводороды, конденсат и сверхкритический или жидкий диоксид углерода) и их смеси.
В некоторых вариантах осуществления, растворитель включает, по меньшей мере, одно из полиола или полиолового эфира и, по меньшей мере, одно из одноатомного спирта, эфира или кетона, независимо имеющих от 1 до 4 атомов углерода, или их смеси. В случае если компонент растворителя является членом двух функциональных классов, его можно применять как каждый класс, но не оба. Например, метиловым эфиром этиленгликоля может быть полиоловый эфир или одноатомный спирт, но не оба одновременно.
В некоторых вариантах осуществления, растворитель, главным образом, состоит из (т.е. не содержит никаких компонентов, которые существенно воздействуют на водорастворяющие или вытесняющие свойства композиции при условиях нисходящей скважины) по меньшей мере, одного из полиола, независимо имеющего от 2 до 25 (в некоторых вариантах осуществления, 2-10) атомов углерода, или полиолового эфира, независимо имеющего от 2 до 25 (в некоторых вариантах осуществления, 2-10) атомов углерода, и, по меньшей мере, одного из одноатомного спирта, независимо имеющего от 1 до 4 атомов углерода, эфира, независимо имеющего от 1 до 4 атомов углерода, или кетона, независимо имеющего от 1 до 4 атомов углерода, или их смесей.
В некоторых вариантах осуществления, растворитель включает, по меньшей мере, один полиол и/или полиоловый эфир, который независимо имеет от 2 до 25 (в некоторых вариантах осуществления, от 2 до 20 или даже от 2 до 10) атомов углерода.
Как используют тут относительно растворителя, выражение "полиол" относится к органической молекуле, состоящей из C, H и O атомов, соединенных друг с другом простыми связями C-H, C-C, C-O, O-H, и имеющей, по меньшей мере, две группы C-O-H. Например, применимые полиолы могут независимо иметь от 2 до 8 атомов углерода или независимо от 2 до 6 атомов углерода, и применимые полиоловые эфиры могут независимо иметь от 3 до 10 атомов углерода, например, независимо от 3 до 8 атомов углерода или независимо от 5 до 8 атомов углерода. Иллюстративные применимые полиолы включают этиленгликоль, пропиленгликоль, поли(пропиленгликоль), 1,3-пропандиол, триметилолпропан, глицерон, пентаэритритол и 1,8-окстандиол.
Как используют тут относительно растворителя, выражение "полиоловый эфир" относится к органической молекуле, состоящей из C, H и O атомов, соединенных друг с другом простыми связями C-H, C-C, C-O, O-H, и которые, по меньшей мере, теоретически получают, по меньшей мере, частичной этерификацией полиола Иллюстративные применимые полиоловые эфиры включают монометиловый эфир диэтиленгликоля, монобутиловый эфир этиленгликоля и монометиловый эфир дипропиленгликоля. Полиол и/или полиоловый эфир может иметь нормальную точку кипения меньше чем 450°F (232°C); например, для облегчения удаления полиола и/или полиолового эфира из скважины после обработки.
В некоторых вариантах осуществления, полиол или полиоловый эфир независимо является одним из 2-бутоксиэтанола, этиленгликоля, пропиленгликоля, поли(пропиленгликоля), 1,3-пропандиола, 1,8-октандиола, монометилового эфира диэтиленгликоля, монобутилового эфира этиленгликоля или монометилового эфира дипропиленгликоля.
В некоторых вариантах осуществления, растворитель дополнительно включает, по меньшей мере, один одноатомный спирт, эфир и/или кетон, который может независимо иметь до (и включая) 4 атомов углерода. Нужно отметить, что, по определению, у эфиров должно быть, по меньшей мере, 2 атома углерода и у кетонов должно быть, по меньшей мере, 3 атома углерода.
Как используют тут относительно растворителя, выражение "одноатомный спирт" относится к органической молекуле, полностью образованной из атомов C, H и O, соединенных друг с другом простыми связями C-H, C-C, C-O, O-H, и имеющих строго одну группу C-O-H. Иллюстративные одноатомные спирты, имеющие независимо от 1 до 4 атомов углерода, включают метанол, этанол, n-пропанол, изопропанол, 1-бутанол, 2-бутанол, изобутанол и t-бутанол.
Как используют тут относительно растворителя, выражение "эфир" относится к органической молекуле, полностью образованной из атомов C, H и O, соединенных друг с другом простыми связями C-H, C-C, C-O, O-H и имеющих, по меньшей мере, одну группу C-O-C. Иллюстративные эфиры, имеющие от 2 до 4 атомов углерода, включают диэтиловый эфир, метиловый эфир этиленгликоля, тетрагидрофуран, p-диоксан и диметиловый эфир этиленгликоля.
Как используют тут относительно растворителя, выражение "кетон" относится к органической молекуле, полностью образованной из атомов C, H и O, соединенных друг с другом простыми связями C-H, C-C, C-O и двойными связями C=O, и имеющих, по меньшей мере, одну группу C-C(=O)-C. Иллюстративные кетоны, имеющие от 3 до 4 атомов углерода, включают ацетон, 1-метокси-2-пропанон и 2-бутанон.
В некоторых вариантах осуществления, растворитель, главным образом, способен растворять и/или вытеснять рассол и/или конденсат в формации. Примеры рассола включают реликтовую или нереликтовую воду, подвижную или неподвижную воду и подобное. Например, растворитель может быть способен, по меньшей мере, растворять или вытеснять рассол в формации. Аналогично, растворитель может быть способен, по меньшей мере, растворять или вытеснять конденсат в формации. В некоторых вариантах осуществления, способы по данному изобретению типично применяют для обработки формаций, несущих углеводород, которые содержат рассол и/или конденсат.
Хотя, не желая связываться теорией, полагали, что эффективность композиций, описанных тут, для улучшения проницаемости формаций, содержащих в себе рассол (и/или конденсат), типично будет определяться способностью композиции растворять количество рассола (и/или конденсата), находящегося в формации. Следовательно, при данной температуре большие количества композиций, имеющих меньшую растворимость рассола (и/или конденсата) (т.е. композиций, которые могут растворять относительно небольшие количества рассола и/или конденсата), типично будут необходимы, чем в случае композиций, имеющих большую растворимость рассола (и/или конденсата) и содержащих одинаковое поверхностно-активное вещество при той же концентрации.
Типично, композиции, используемые в осуществлении данного изобретения, включают от, по меньшей мере, 0,01, 0,015, 0,02, 0,025, 0,03, 0,035, 0,04, 0,045, 0,05, 0,055, 0,06, 0,065, 0,07, 0,075, 0,08, 0,085, 0,09, 0,095, 0,1, 0,15, 0,2, 0,25, 0,5, 1, 1,5, 2, 3, 4 или 5 процентов по весу, до 5, 6, 7, 8, 9 или 10 процентов по весу модификатора смачиваемости на основе общего веса композиции. Например, количество модификатора смачиваемости в композициях может находиться в диапазоне 0,01-10, 0,1-10, 0,1-5, 1-10, или даже в диапазоне 1-5 процентов по весу модификатора смачиваемости на основе общего веса композиции. Более низкие и более высокие количества модификатора смачиваемости в композициях могут также применяться и могут быть желательными для некоторых применений.
Количество растворителя в композиции типично изменяется инверсно с количеством компонентов в композициях, применимых в осуществлении данного изобретения. Например, на основе общего веса композиции растворитель может находиться в композиции в количестве от, по меньшей мере, от 10, 20, 30, 40 или 50 процентов по весу или более, до 60, 70, 80, 90, 95, 98 или даже 99 процентов по весу или более.
В некоторых вариантах осуществления, композиции, применимые в осуществлении данного изобретения, могут дополнительно включать воду (например, в растворителе). В некоторых вариантах осуществления, композиции по данному изобретению, в основном, не содержат воду (т.е. содержат менее 0,1 процента по весу воды на основе общего веса композиции).
Ингредиенты для композиций, описанных тут, включающих модификаторы смачиваемости и растворитель, можно комбинировать с помощью известных в технике методик для комбинирования этих типов материалов, включая применение традиционных магнитных мешалок или механической мешалки (например, совмещенный статический смеситель и рециркуляционный насос).
Как правило, количество модификаторов смачиваемости и растворителя (любого типа растворителя) зависит от конкретного применения, поскольку условия типично изменяются между формациями, несущими углеводород, например, при различных глубинах в формации, и даже со временем в данной формации. Преимущественно, способы по данному изобретению могут быть установлены для индивидуальных формаций и условий.
Не желая связываться теорией, полагали, что более желаемые результаты обработки скважины получены, когда композиция обработки, применяемая в конкретной призабойной зоне скважины, является гомогенной при температуре (температурах), встречающейся в призабойной зоне скважины. Соответственно, композицию обработки типично выбирают, чтобы она была гомогенной при температуре (температурах), обнаруженных в части формации, несущей углеводород (например, призабойная зона) для обработки.
Текучими средами (включая жидкости и газообразные вещества), применимыми в осуществлении данного изобретения, являются, по меньшей мере, одно из, по меньшей мере, частично растворяющих или, по меньшей мере, частично вытесняющих рассол в кластической формации, несущей углеводород. В некоторых вариантах осуществления, текучая среда, по меньшей мере, частично вытесняет рассол в кластической формации, несущей углеводород. В некоторых вариантах осуществления, текучая среда, по меньшей мере, частично растворяет рассол в кластической формации, несущей углеводород. Примеры применимых текучих сред включают полярные и/или смешивающиеся с водой растворители, такие как одноатомные спирты, имеющие от 1 до 4 или более атомов углерода (например, метанол, этанол, изопропанол, пропанол или бутанол); полиолы, такие как гликоли (например, этиленгликоль или пропиленгликоль), концевые алкандиолы (например, 1,3-пропандиол, 1,4-бутандиол, 1,6-гександиол или 1,8-октандиол), полигликоли (например, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль или дипропиленгликоль) и триолы (например, глицерол, триметилолпропан); эфиры (например, диэтиловый эфир, метил t-бутиловый эфир, тетрагидрофуран, p-диоксан); полиоловые эфиры, такие как гликолевые эфиры (например, монобутиловый эфир этиленгликоля, монометиловый эфир диэтиленгликоля, монометиловый эфир дипропиленгликоля, монометиловый эфир пропиленгликоля или такие гликолевые эфиры, доступные под торговым обозначением "DOWANOL" от Dow Chemical Co., Midland, MI); и кетоны (например, ацетон или 2-бутанон). Применимые текучие среды также включают жидкие или газообразные углеводороды (например, толуол, дизельное топливо, гептан, октан, конденсат, метан и изопарафиновые растворители, полученные от Total Fina, Paris, France, под торговым обозначением "ISANE" и от Exxon Mobil Chemicals, Houston, TX, под торговым обозначением "ISOPAR") и другие газы (например, азот и диоксид углерода).
Способы по данному изобретению могут применяться, например, для восстановления углеводородов (например, по меньшей мере, одного из метана, этана, пропана, бутана, гексана, гептана или октана) из подземных кластических формаций, несущих углеводород (в некоторых вариантах осуществления, преимущественно, песчаник) или из подземных некластических формаций, несущих углеводород (в некоторых вариантах осуществления, преимущественно, известняк).
На фиг.1, схематически показана иллюстративная морская нефтегазовая платформа, имеющая общее обозначение 10. Полупогруженная платформа 12 помещена в центре над подводной формацией, несущей углеводороды, 14, расположенной под морским дном 16. Подводный нефтепровод 18 тянется от площадки 20 платформы 12 до устья установки 22, включающего противовыбросовые превенторы 24. Платформа 12 показана с подъемным устройством 26 и буровой вышкой 28 для подъема и понижения колонн труб, таких как спусковая колонна 30.
Ствол скважины 32 проходит через различные земные слои, включая формацию, несущую углеводород, 14. Крепление 34 скреплено цементом со стволом скважины 32 при помощи цемента 36. Спусковая колона 30 может включать различные средства, включая, например, сетчатый фильтр в сборе для борьбы с песком 38, который размещен в стволе скважины 32, примыкая к формации, несущей углеводород, 14. Также от платформы 12 через ствол скважины 32 тянется трубка подачи текучей среды 40, имеющая секцию нагнетания текучей среды или газа 42, размещенную рядом с формацией, несущей углеводород, 14, что показано с эксплуатационной зоной 48 между пакерами 44, 46. Когда нужно обработать призабойную зону скважины формации, несущей углеводород, 14, соседнюю с эксплуатационной зоной 48, спусковую колону 30 и трубу подачи текучей среды 40 опускают сквозь корпус 34 до тех пор, пока сетчатый фильтр в сборе для борьбы с песком 38 и секция нагнетания текучей среды 42 не будут установлены рядом с призабойной зоной скважины формации, несущей углеводород, 14, включая перфорации 50. Затем описанную тут композицию закачивают в трубу подачи 40 для постепенной обработки призабойной зоны скважины формации, несущей углеводород, 14.
Также на фиг.2 зона обработки изображена рядом с корпусом 34, цементом 36 в пределах перфорации 50. На увеличенном фрагменте показана трещина 57, в которую добавили расклинивающий агент 60. Трещина 57 показана в отношении к "зоне дробления" 62 и областям, окружающим область ствола скважины 32, показывая неразрабатываемую формацию, несущую углеводород, 14. Поврежденная зона 64 имеет более низкую проходимость и показана между неразрабатываемой формацией, несущей углеводород, 14 и креплением 34.
Несмотря на то что на графических материалах изображены морские работы, специалист данной области признает, что композиции и способы для обработки эксплуатационной зоны ствола скважины одинаково хорошо подходят для применения в наземных работах. Кроме того, несмотря на то что на графических материалах изображена вертикальная скважина, специалисту данной области будет понятно, что способы по данному изобретению могут одинаково подходить, например, для применения в искривленных скважинах, наклонных скважинах или горизонтальных скважинах.
Схематическая диаграмма устройства для заводнения керна 100, которое применяли для определения относительной проницаемости образца субстрата, показана на фиг.3. Устройство для заводнение керна 100 включает поршневые насосы (модель № 1458; получена от General Electric Sensing, Billerica, MA) 102 для введения текучей среды 103 при постоянной скорости в жидкостные аккумуляторы 116. Многочисленные напорные отверстия 112 на кернодержателе 108 использовали для измерения падения давления через четыре секции (2 дюйма (5,1 см) в длину каждая) керна 109. Напорное отверстие 111 использовали для измерения падения давления по всей длине керна. Два регулятора обратного давления (модель № BPR-50; получена от Temco, Tulsa, OK) 104, 106 использовали для контроля гидродинамического давления на входе и выходе соответственно керна 109. Поток текучей среды проходил через вертикальный керн для избежания гравитационной сегрегации газа. Кернодержатель высокого давления (тип Hassler, модель UTPT-lx8-3K-13, полученная от Phoenix, Houston ТХ) 108, регуляторы обратного давления 106, аккумуляторы текучей среды 116 и трубопроводы заключались внутри печи с регулировкой давления и температуры (Модель DC 1406F; максимальные температурные данные 650°F (343°C), доступная от SPX Corporation, Williamsport, PA) при исследуемых температурах.
В основном, полагают, что желательно учитывать продолжительность остановки скважины после того, как трещины формаций, несущих углеводороды, были в контакте с композициями, описанными тут. Например, продолжительность остановки скважины может составлять несколько часов (например, 1-12 часов), около 24 часов или даже несколько (например, 2-10) дней.
Специалисту данной области после рассмотрения данного описания будет понятно, что для осуществления данного изобретения нужно принимать во внимание различные факторы, включая, например, ионную силу композиции, pH (например, диапазон pH от приблизительно 4 до приблизительно 10) и радиальное напряжение вокруг ствола скважины (например, от приблизительно 1 бар (100 кПа) до приблизительно 1000 бар (100 МПа)).
Типично, после обработки по данному изобретению углеводороды затем получают из ствола скважины при повышенной скорости проницаемости по сравнению со скоростью проницаемости перед обработкой (в вариантах осуществления, где формация имеет трещины, трещина имеет проводимость). В некоторых вариантах осуществления, формация имеет, по меньшей мере, одну первую проводимость перед приведением в соприкосновение формации с композицией и, по меньшей мере, одну вторую проводимость после приведения в соприкосновение формации с композицией, где вторая проводимость, по меньшей мере, на 5 (в некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, на 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 110, 120, 130, 140, или даже на, по меньшей мере, 150 или более) процентов выше первой проводимости.
Способы по данному изобретению можно осуществить, например, в лабораторных условиях (например, образец керна (т.е. часть) формации, несущей углеводород) или в месторождении (например, на подземной формации, несущей углеводороды, расположенной в забое нисходящей скважины). Типично, способы по данному изобретению применимы для условий нисходящей скважины с давлением в диапазоне от приблизительно 1 бар (100 кПа) до приблизительно 1000 бар (100 МПа) и температурой в диапазоне от приблизительно 100°F (37,8°C) до 400°F (204°C), хотя также их можно применять для обработки формаций, несущих углеводороды, при других условиях.
Кроме рассола и/или конденсата в формации, несущей углеводород, могут присутствовать другие материалы (например, асфальтен или вода). Способы по данному изобретению можно также применять в этих случаях.
Различные способы (например, нагнетание), известные специалистам нефтегазовой области, можно применять в соответствии с данным изобретением для соприкосновения подземных формаций, несущих углеводород, с композициями, включающими растворитель и модификаторы растворимости, такие как неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество. Колонну гибких труб, например, можно применять для доставки композиции обработки в конкретную зону в формации. В некоторых вариантах осуществления, при осуществлении данного изобретения может быть желательным отделить отдельную зону в формации (например, обычными уплотнителями) для соприкосновения с композицией обработки.
Природные газовые скважины часто барьируются водой из различных источников. Вода снижает относительную проницаемость газа и снижает производительность газовой скважины. Вода может исходить из природных источников, таких как водоносный пласт, различных способов возбуждения скважины, таких как трещинообразование, в которых воду применяют как носитель текучей среды, и вода протекает сквозь скважину из водоносной зоны в газоносную зону. Заявители раскрыли композиции, включающие растворители и модификаторы смачиваемости, которые можно применять для удаления воды из пористой среды, восстановления собственной газопроницаемости к своему исходному неповрежденному значению и обеспечения длительной ремедиации повреждения, так что производство газа увеличивается к своему начальному высокому значению перед повреждением.
Композиции могут включать растворители, включая смеси спирта, такого как изопропанол, и гликоли, такого как пропиленгликоль, которые допускают высокую соленость и другие неблагоприятные факторы, обычно обнаруженные в газовых скважинах. Факультативно, способ просеивания можно применять для выбора желаемых растворяющих смесей растворителей для пластовых условий для определенной температуры. Другим аспектом изобретения является применение промывочной жидкости при высокой солености. Композицию обработки можно применять и для газовых скважин, и скважин газового конденсата, поврежденных водой. Ее можно применять для возбуждения и газовой формации, и расклиненных трещин, блокированных водой. Механизмы включают увеличение проницаемости газа и снижение инерциальных эффектов, которые снижают поток газа при высоких скоростях при удаленной воде из пористой среды. Кроме того, другим аспектом изобретения является применение смесей растворителя для растворения или вытеснения рассола из формаций, которые повреждены после обработки модификатором растворимости, таким как фторуглеродное поверхностно-активное вещество, или повреждены неоднократно водой, так как в таких случаях сам по себе растворитель может применяться для восстановления производительности скважины.
Обработку можно применять как для газовых скважин, так и для газоконденсатных скважин, поврежденных водой. Ее можно применять для возбуждения как газовой формации, так и расклиненных трещин, которые блокированы водой. Хотя, не желая связываться теорией, полагали, что механизмы включают увеличение проницаемости газа и снижение инерциальных эффектов, которые снижают поток газа при высоких скоростях при удаленной воде из пористой среды. Кроме того, другим аспектом изобретения является применение смесей растворителя для растворения или вытеснения рассола из формаций, которые повреждены после обработки модификатором смачиваемости или повреждены неоднократно водой, так как в таких случаях сам по себе растворитель может применяться для восстановления производительности скважины.
В случае если модель рассола и композиция обработки являются частично несочетаемыми, текучую среду можно применять для обработки формации перед приведением в соприкосновение формации. В некоторых вариантах осуществления, где первая информация о сочетаемости означает, что первая модель рассола и первая композиция обработки, по меньшей мере, частично несочетаемы, выбрали способ I. Соответственно, количество текучей среды и тип отобрали так, что оно, по меньшей мере, растворяет или вытесняет достаточное количество рассола в формации. В некоторых вариантах осуществления способов по данному изобретению, количество текучей среды и тип можно отобрать так, что она, по меньшей мере, растворяет или вытесняет достаточное количество рассола в формации, так что когда композицию добавили к формации, поверхностно-активное вещество имело точку помутнения, которая выше, по меньшей мере, одной температуры, обнаруженной в формации. В некоторых вариантах осуществления, количество текучей среды и тип отбирается так, что оно, по меньшей мере, растворяет или вытесняет достаточное количество рассола в формации, так что когда композиция соприкасается с формацией, формация, главным образом, не содержит осажденной соли.
В некоторых вариантах осуществления, когда информация о сочетаемости указывает на то, что первая модель рассола и первая композиция обработки являются сочетаемыми, выбирают способ II, и вторая композиция обработки содержит ту же композицию, что и первая композиция обработки.
В некоторых вариантах осуществления, способ обработки и/или композицию отобрали на основе, по меньшей мере, частично информации о сочетаемости. В общем, композицию обработки выбрали так, что она близко походит или идентична составу поверхностно-активное вещество-растворитель из набора информации о сочетаемости, однако это не является требованием. Например, стоимость, доступность, регулировки, воспламеняемость и экологические факторы могут влиять на особенный выбор композиции обработки для применения в тестировании и/или промышленном производстве.
Отобранные один раз, композиции обработки можно дополнительно определить, например, введением в пробу (например, образец керна), взятую из обрабатываемой конкретной геологической зоны, или близко подобной пробы.
Это можно осуществить, например, в лабораторных условиях, применяя обычные методики, такие как, например, те, что описаны Kumar et al. в "Improving the Gas and Condensate Relative Permeability Using Chemical Treatments", paper SPE 100529, представленной на 2006 SPE Gas Technology Symposium, проходившем в Calgary, Alberta, Canada, 15-17 мая 2006.
Преимущества и варианты осуществления данного изобретения дополнительно иллюстрируются следующими примерами, но отдельные материалы и их количества, изложенные в данных примерах, а также другие условия и подробности не должны рассматриваться как ограничивающие данное изобретение. Если не указано иное, все части, проценты, соотношения и т.д. в примерах и остальной части данного описания находятся по весу.
Пример 1.
Керн с параметрами, определенными ниже, отрезали от блока горной породы. Керн сушили в печи при 100°C на протяжении 24 часов и затем взвесили. Керн затем упаковали в политетрафторэтилен (ПТФЭ), алюминиевую фольгу и упаковали в термоусаживающуюся трубку (полученную под торговым обозначением "TEFLON HEAT SHRINK TUBING" от Zeus, Inc., Orangeburg, SC). Обернутый керн поместили в кернодержатель внутри печи при температуре.
Неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество ("Неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество А") получали в основном, как в примере 4 патента США №6664354 (Savu), кроме применения 15,6 грамм (г) 50/50 уайтспиритов/органического перекисного инициатора (tert-бутил перокси-2-этилгексаноата, доступный от Akzo Nobel, Arnhem, Netherlands под торговым обозначением «TRIGONOX-21-C50») вместо 2,2'-азобисизобутиронитрила, и с 9,9 г 1-метил-2-пирролидинона, добавленного к загрузкам.
Получили песчаник Berea со свойствами, данными в таблице 1 (ниже), и загрузили в кернодержатель. Проницаемость газа метана 158 md измеряли при комнатной температуре. Следующее насыщение реликтовой воды 30% устанавливали в керне, применяя рассол с 15000 ppm KCl. Газа метана ввели 150 поровых объемов. Газовая проницаемость снизилась до 102 md, соответствуя относительной газовой проницаемости при насыщении реликтовой воды 0,65.
Керн песчаника Berea затем обработали при температуре пласта 275°F (135°C). Композицию раствора обработки представили в таблице 2 ниже. Обработке позволили впитываться в керн песчаника следующие 16 часов и затем газ метана снова вдули 160 поровых объемов. Проницаемость газа в установившемся состоянии была 150 md. Затем в керн ввели рассол для восстановления исходного насыщения реликтовой воды 30% и затем метан ввели снова для сравнения его проницаемости с предварительным значением при том же насыщении воды. Проницаемость метана в установившемся состоянии была 150 md. Это значение почти такое же высокое, что и исходная проницаемость газа, и в 1,5 раза выше газовой проницаемости при том же 30% насыщении воды перед обработкой. Это исключительный, неожиданный и очень благоприятный результат.
Газ и рассол совместно ввели в керн для измерения относительной проницаемости каждой фазы при потоке фракций воды 3,6% для представления инвазии воды в газовую зону без начального присутствия подвижной воды. В устойчивом состоянии относительная проницаемость по газу равна 0,066, что указывает на серьезное повреждение из-за водного барьера. Затем ввели метан для перемещения подвижной воды в горной породе. Газ метана ввели приблизительно 380 поровых объемов. Окончательная проницаемость газа в устойчивом состоянии была равна 154 md. Главным образом, она так же высока, как и исходная газовая проницаемость при нулевом насыщении воды, даже притом что значительное количество остаточной воды все еще было в керне. Снижение давления при заключительном введении метана не показало никакой очевидной тенденции к увеличению со временем, указывая на хорошую стойкость химической обработки.
Пример 2
Начальную газопроницаемость измеряли применяя азот при 75°F (23,9°C). Начальное насыщение рассола 19% устанавливали вдуванием измеренного значения рассола в вакуумированный керн. Относительную проницаемость по газу при начальном насыщении воды измеряли применяя азот при 75°F (23,9°C). В таблице 3 (ниже) суммированы свойства керна при перечисленных условиях. Процедуру выполнили применяя керн песчаника Berea при температуре пласта 175°F (79,4°C).
Была приготовлена смесь синтетических углеводородов, которая проявляет свойства ретроградного газоконденсата. Таблица 4 (ниже) представляет композицию смеси синтетического газа. Двухфазное заводнение жидкой смесью выполнили применяя динамичный способ заполнения, который также известен как способ квазистационарного режима, пропуская текучую среду через верхний регулятор обратного давления, расположенный над давлением точки росы при 5100 фунтах на кв. дюйм (35,2 МПа) к давлению керна, расположенному ниже давления точки росы, при помощи нижнего регулятора обратного давления. Заводнение керна завершили при давлении керна 420 фунтов на кв. дюйм (2,9 МПа). В таблице 5 (ниже) суммированы результаты предварительной обработки двухфазного потока.
Затем керн промыли 18 поровыми объемами композиции, описанной в таблице 6 (ниже), и затем удерживали 15 часов. Установившийся двухфазный поток газа и конденсата затем выполнили при тех же условиях, что и предварительную обработку двухфазного потока. В таблице 5 (выше) подытожили результаты для послеобработки двухфазного потока. Результаты показали, что химическая обработка повысила относительную проницаемость газа и конденсата приблизительно в 1,9.
Следующие два поровых объема трехфазного газа, конденсат и рассол при движении отдельных фаз рассола, равные 0,038, вдули для проверки влияния подвижной воды на обработку. Это сопровождалось промыванием текучей среды (композиция представлена в таблице 7) для удаления рассола из керна и, в заключении, двухфазным потоком того же газового конденсата смеси текучей среды (затопление конденсата-3). В таблице 5 (выше) подытожили результаты для затопления конденсата-3. Обнаруженный показатель улучшения был приблизительно 2. Хотя не желая связываться теорией, полагали, что эти результаты показывают, что если послеобработанную газоносную зону, например, заполнили подвижной водой вследствие поперечного течения через ствол скважины из более глубокой водоносной зоны, сквозь которую вставлена та же скважина, вызванное повреждение из-за водного барьера может полностью изменяться при введении растворителя в обработанную газоносную зону.
Подобное, но более тщательное испытание ущерба образования водного барьера, вызванного подвижной водой, провели следующим вдуванием 1 порового объема 100% рассола в тот же керн. Затем керн заполняли растворителем для вымывания рассола и затем снова тем же двухфазным газовым конденсатом смеси текучей среды до образования установившегося потока газа и конденсата (Затопление конденсата-4). В таблице 5 (выше) подытожили результаты для затопления конденсата-4. Показатель улучшения в этот раз был приблизительно 1,9.
Будет понятно, что конкретные варианты осуществления, описанные тут, показаны в качестве иллюстративного примера, а не в качестве ограничительного. Основные особенности этого изобретения можно использовать в различных вариантах осуществления без отклонения от объема изобретения. Специалисты в данной области подтвердят или будут способны обнаружить при помощи не более чем монотонного проведения опытов многочисленные эквиваленты конкретным процедурам, описанным тут. Подобные эквиваленты будут рассматриваться как находящиеся в пределах объема этого изобретения и охватываемые формулой изобретения.
Применение единичных форм, совместно с выражением "включающий" в формуле изобретения и/или описании изобретения, может означать "один", но также согласуется со значением "один или более", "по меньшей мере, один" и "один или более чем один". Применение выражения "или" в формуле изобретения применяют для обозначения "и/или", если точно не указана ссылка на альтернативы только, или альтернативы являются взаимоисключающими, хотя раскрытие поддерживает определение, которое относится только к альтернативам и "и/или". По всей данной заявке выражение "приблизительно" применяют для обозначения того, что величина включает свойственные изменения ошибки для устройства, способ был применен для определения величины или отклонения.
Выражение "или их комбинации", как применяют в данном описании, относится ко всем пермутациям и комбинациям перечисленных единиц, предшествующих выражению. Например, "A, B, C или их комбинации" направлены включать, по меньшей мере, одно из: A, B, C, AB, AC, BC или ABC, и если порядок важен в конкретном контексте, также BA, CA, CB, CBA, BCA, ACB, BAC или CAB. Продолжая с этим примером, прямо включенными являются комбинации, содержащие повторения одной или более единиц или выражений, таких как BB, AAA, MB, BBC, AAABCCCC, CBBAAA, CABABB, и так далее. Специалист в данной области поймет, что обычно не существует ограничения на количество единиц или выражений в любой комбинации, если другое не очевидно из контекста.
Изобретение относится к обработке углеводородных формаций, поврежденных водой. Способ обработки подземной формации, несущей углеводород, содержащей нереликтовую воду, включает приведение в соприкосновение формации с композицией, включающей органический растворитель и модификатор смачиваемости, где растворитель вытесняет или растворяет воду в формации, находится в количестве, по меньшей мере, 50% общего веса композиции, модификатор является анионным, неионным или амфотерным. Способ восстановления указанной формации, обработанной первым модификатором согласно указанному выше способу, где обработанная формация, по меньшей мере, частично заблокирована водой, включает приведение в соприкосновение обработанной формации с текучей средой, по меньшей мере, частично вытесняющей воду в формации, где текучая среда, главным образом, не содержит модификатора смачиваемости; получение информации характеристик из формации; определение основываясь на информации, проводить ли повторную обработку вторым модификатором. Способ обработки указанной формации, содержащей реликтовый рассол и, по меньшей мере, одну первую относительную газопроницаемость, где формация иным образом не блокирована жидкостью или повреждена жидкостью, включает приведение в соприкосновение формации с модификатором смачиваемости и растворителем, который растворяет или вытесняет реликтовый раствор, когда модификатор приводят в соприкосновение, формация имеет, по меньшей мере, одну вторую относительную газопроницаемость, по меньшей мере, на 5 процентов выше первой. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение коэффициента продуктивности. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 2 пр., 7 табл., 3 ил.
1. Способ обработки подземной формации, несущей углеводород, содержащей нереликтовую воду, включает этапы, на которых приводят в соприкосновение подземную формацию, несущую углеводород, с композицией, включающей органический растворитель и модификатор смачиваемости, где органический растворитель вытесняет или растворяет воду в формации, причем органический растворитель находится в композиции в количестве, по меньшей мере, 50 вес.% на основе общего веса композиции, и причем модификатор смачиваемости является анионным, неионным или амфотерным.
2. Способ по п.1, где нереликтовой водой является, по меньшей мере, одно из следующего: проточная вода, подвижная вода, неподвижная вода, вода с поперечным потоком, вода из текучих сред скважины, вода в бетоне, вода из прилежащих перфорированных формаций или остаточная вода.
3. Способ по п.1, где формация, несущая углеводород, имеет, по меньшей мере, одну трещину, которая включает расклинивающий агент.
4. Способ по п.1, где формация, несущая углеводород, включает, по меньшей мере, одно из следующего: залежь сухого газа, залежь влажного газа, залежь отходящего конденсата газа, залежь газа в плотных породах, залежь газа из угольных пластов или залежь хранения газа.
5. Способ по п.1, дополнительно включающий снижение потока, не подчиняющемуся закону Дарси, в формации.
6. Способ по п.1, где формация, несущая углеводород, включает, по меньшей мере, одно из следующего: глинистую породу, конгломерат, диатомит, песок или песчаник.
7. Способ по п.1, где формация, несущая углеводород, включает формацию с ущербом, причиненным водой.
8. Способ по п.1, где формация, главным образом, не содержит конденсата.
9. Способ по п.1, где растворитель включает, по меньшей мере, одно из полиола или полиолового эфира, где полиол и полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 25 атомов углерода; и где растворитель включает, по меньшей мере, одно из одноатомного спирта, эфира или кетона, независимо имеющих от 1 до 4 атомов углерода.
10. Способ по любому из пп.1-5 и 7-9, где формация, несущая углеводород, является некластической формацией.
11. Способ по любому из пп.1-9, где модификатор смачиваемости не является кремнийорганическим соединением.
12. Способ восстановления формации, несущей углеводород, обработанной первым модификатором смачиваемости согласно способу по п.1, где обработанная формация, несущая углеводород, по меньшей мере, частично заблокирована водой, включает этапы, на которых:
приводят в соприкосновение обработанную формацию, несущую углеводород, которая, по меньшей мере, частично заблокирована водой, с текучей средой, где текучая среда, по меньшей мере, частично вытесняет воду в формации, несущей углеводород, где текучая среда, главным образом, не содержит модификатора смачиваемости;
получают информацию характеристик из формации, несущей углеводород, после приведения в соприкосновение формации, несущей углеводород, с текучей средой; и
определяют, по меньшей мере, частично основываясь на информации характеристик, проводить ли повторную обработку формации, несущей углеводород, вторым модификатором смачиваемости.
13. Способ по п.12, где формация, главным образом, не содержит конденсата.
14. Способ по п.12, где информация характеристики включает, по меньшей мере, одно из следующего: газопроницаемость, относительную газопроницаемость, скорость выработки газа, скорость выработки конденсата, скорость выработки нефти или индекс производительности.
15. Способ по п.12, дополнительно включающий повторную обработку формации, несущей углеводород, композицией, включающей второй модификатор смачиваемости и, по меньшей мере, один растворитель или воду.
16. Способ по п.12, где первый и второй модификаторы смачиваемости одинаковые.
17. Способ по п.12, где модификатор смачиваемости включает, по меньшей мере, одно из: фторированное поверхностно-активное вещество, силиконовое поверхностно-активное вещество или углеводородное поверхностно-активное вещество.
18. Способ по п.12, где формация, несущая углеводород, имеет конденсат, и где текучая среда, по меньшей мере, частично вытесняет конденсат в формации, несущей углеводород.
19. Способ по п.12, где формацией, несущей углеводород, является нисходящая скважина.
20. Способ по любому из пп.12-19, где формация, несущая углеводород, является некластической формацией.
21. Способ по любому из пп.12-19, где модификатор смачиваемости не является кремнийорганическим соединением.
22. Способ обработки формации, несущей углеводород, содержащей реликтовый рассол и, по меньшей мере, одну первую относительную газопроницаемость, где формация иным образом не блокирована жидкостью или повреждена жидкостью, включает этапы, на которых:
приводят в соприкосновение формацию, несущую углеводород, с модификатором смачиваемости и растворителем, где растворитель растворяет или вытесняет реликтовый раствор в формации, несущей углеводород, где, когда модификатор смачиваемости приводят в соприкосновение с формацией, несущей углеводород, формация имеет, по меньшей мере, одну вторую относительную газопроницаемость, и где вторая относительная газопроницаемость, по меньшей мере, на 5% выше первой относительной газопроницаемости.
23. Способ по п.22, где модификатор смачиваемости не является кремнийорганическим соединением.
24. Способ по п.22 или 23, где формация, несущая углеводород, является кластической формацией.
25. Способ по п.22 или 23, где формация, несущая углеводород, является некластической формацией.
| СПОСОБ ОСУШКИ СОДЕРЖАЩИХ НЕПОДВИЖНЫЕ ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ ГОРНЫХ ПОРОД В РАДИУСЕ ДРЕНИРОВАНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН И СКВАЖИН ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОХРАНИЛИЩ | 1997 |
|
RU2164291C1 |
| Способ извлечения остаточной нефти | 1985 |
|
SU1508967A3 |
| СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ | 1993 |
|
RU2066744C1 |
| СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА | 2001 |
|
RU2182222C1 |
| СОСТАВ ДЛЯ ДОБЫЧИ И ТРАНСПОРТА НЕФТИ И СПОСОБ ЕГО ПОЛУЧЕНИЯ | 2000 |
|
RU2176656C2 |
| US 6225263 B1, 01.05.2001 | |||
| US 5129457 A, 14.07.1992 | |||
| US 6664354 B2, 16.12.2003. | |||
