СИНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ В ОТНОШЕНИИ РЕОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ БУРЕНИЯ, ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИНЫ/ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА И ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА Российский патент 2019 года по МПК C09K8/35 C09K8/00 C09K8/74 C09K8/68 E21B43/26 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к бурению, вскрытию и стимуляции углеводородсодержащих пластов. Более конкретно, изобретение относится к вязкоупругим жидкостям на основе поверхностно-активного вещества и способам применения таковых в установке гравийных фильтров, очистке, бурении и гидроразрыве подземного пласта.

Уровень техники

Вязкоупругие жидкости играют очень важные роли в применении на нефтяных месторождениях. Вязкость позволяет жидкостям нести частицы из одного места в другое. Например, жидкость для бурения способна нести обломки выбуренной породы из скважины на поверхность. Вязкие жидкости также играют важнейшую роль в заполнении скважинного фильтра гравием. В операциях установки гравийных фильтров в скважину помещают стальное сито, и вязкая жидкость для заканчивания скважины/вскрытия пласта обеспечивает размещение приготовленного гравия конкретного размера в окружающем кольцевом пространстве, в результате чего минимизируется вынос песка. Также необходимы жидкости для гидроразрыва, которые должны быть в достаточной мере вязкими. Гидравлический разрыв получают в результате закачивания насосом жидкости для гидроразрыва в скважину при скорости, достаточной для повышения давления в стволе скважины настолько, чтобы превысить давление, соответствующее градиенту давления гидроразрыва породы. Жидкость для гидроразрыва пласта содержит расклинивающий агент (проппант), который поддерживает искусственно образованную в результате гидроразрыва пласта трещину открытой после снятия давления. Следовательно, для жидкости важно иметь достаточную вязкость с тем, чтобы перемещать расклинивающий агент в трещину гидроразрыва пласта.

Полимеры в течение десятилетий использовались для изготовления вязких жидкостей. Однако, в последнее время в применениях на нефтяных месторождениях, таких как применения в бурении, в установке гравийных фильтров, кислотной обработке и в гидроразрыве пласта широко используются вязкоупругие поверхностно-активные вещества (VES), благодаря своим неповреждающим или менее повреждающим характеристикам. Жидкости на основе VES обладают превосходной способностью к суспендированию и перемещению песка/расклинивающего агента. Жидкости VES имеют несколько отличительных преимуществ по сравнению с жидкостями на основе полимеров. В отличие от полимерных жидкостей, жидкости на основе VES не содержат твердых частиц, что минимизирует повреждение пласта после того, как они разрушаются. Однако, многие вязкоупругие поверхностно-активные вещества очень чувствительны к высококонцентрированным рассолам. Они зачастую не могут превращать в гель тяжелые рассолы, или вязкость жидкости не является стабильной в условиях высоких температур. Таким образом, вязкоупругие жидкости имеют некоторые ограничения для применений в бурении, заканчивании скважины/вскрытии пласта и в гидроразрыве, особенно в случае глубоких скважин, так как многие глубокие скважины имеют температуры в забое ствола скважины, равные 149°C (300°F) или более, и они требуют тяжелых жидкостей для уравновешивания давления в скважине и для поддерживания контролирования скважины.

В литературе, было сделано сообщение, что VES-содержащие наборы, такие как VES/полимер низкой молекулярной массы (MW), катионогенные/анионогенные поверхностно-активные вещества и VES/вспомогательное поверхностно-активное вещество, могут успешно повышать вязкость рассолов умеренной плотности (такие как рассол CaCl₂, CaBr₂ и NaBr). Однако ни один из них не может работать в тяжелом рассоле ZnBr₂ при температурах выше 250°F при нормальной дозировке (равной или менее 6% объемных непосредственно после получения). Рассол ZnBr₂ и смешанный рассол, изготовленный из ZnBr₂/CaBr₂/CaCl₂, будут использоваться, если для глубоких скважин необходима плотность 15 фунтов на галлон (ppg) или выше для уравновешивания давления в скважине.

Публикация заявки на патент США №2002-0033260 описывает жидкость-носитель на основе высококонцентрированного рассола, имеющую плотность, >1,3 г/см³ (10,8 ppg), которая содержит компонент, выбранный из органических кислот, солей органических кислот, и неорганических солей; вспомогательное поверхностно-активное вещество, которое может представлять собой додецилбензолсульфонат натрия (SDBS), додецилсульфат натрия (SDS) или смесь двух этих веществ, или гидроксиэтиламинокарбоновую кислоту; и цвиттерионное поверхностно-активное вещество, предпочтительно бетаин, наиболее предпочтительно олеил-бетаин. Показано, что галогениды цинка не являются предпочтительными, в особенности бромид цинка. В примерах, самый тяжелый рассол, в котором поддерживалась полезная вязкость, имеет плотность, равную 1,64 г/см³ (13,7 ppg). Самая высокая рабочая температура составляет 138°C (280°F).

Патент США №7148185 В2 описывает гели на основе содержащих поверхностно-активное вещество жидкостей, которые являются стабильными в отношении рассолов, имеющих плотности выше приблизительно 1,56 г/см³ (13 ppg) при высоких температурах. Жидкости для обработки скважин содержат поверхностно-активное вещество, предпочтительно эруциламидопропилбетаин, и некоторое количество спирта, предпочтительно метанола, и соль или смесь солей двухвалентного катиона или смеси двухвалентных катионов, образующих рассол, предпочтительно одного или более бромидов и/или хлоридов кальция и/или цинка. Также могут быть использованы вспомогательные поверхностно-активные вещества, такие как додецилбензолсульфонат (SDBS). Концентрация поверхностно-активного вещества, ВЕТ-Е-40, приведенная в большинстве примеров для тяжелых рассолов, составляет 10%.

Жидкость на основе VES/жидкостная система по настоящему изобретению направлена на проблему, с которой сталкиваются инженеры по бурению и добыче в течение многих лет. Более конкретно, жидкостная система на основе VES по настоящему изобретению показывает значительно улучшенную вязкость в рассолах высокой плотности при повышенных температурах (>300°F).

Сущность изобретения

Настоящее изобретение в общем и целом относится к вязкоупругим жидкостям на основе поверхностно-активных веществ и к способам использования таковых в различных применениях на нефтяных месторождениях, включающих операции, связанные с установкой гравийных фильтров, очисткой, бурением, кислотной обработкой и гидроразрывом пласта, но не ограничиваясь этим. Вязкоупругая жидкость по изобретению содержит по меньшей мере одно амфотерное поверхностно-активное вещество и по меньшей мере одно обладающее синергическим действием вспомогательное поверхностно-активное вещество, которое повышает прочность геля и увеличивает стойкость упомянутой вязкоупругой жидкости на основе поверхностно-активных веществ к рассолу.

Подробное описание чертежей

Фиг. 1 представляет собой график зависимости воздействия вспомогательного поверхностно-активного вещества А на вязкость Armovis EHS в рассоле CaCl₂ с плотностью 11,5 ppg.

Фиг. 2 показывает данные по вязкости с добавлением и без добавления вспомогательного поверхностно-активного вещества А в рассол NaBr с плотностью 12,5 ppg.

Фиг. 3 показывает результаты испытаний, демонстрирующие влияние типа рассола и вспомогательного поверхностно-активного вещества на рабочие характеристики EHS.

Фиг. 4 показывает воздействие вспомогательного поверхностно-активного вещества В в рассоле CaBr₂ с плотностью 14,2 ppg.

Фиг. 5 показывает данные по вязкости при различных скоростях сдвига после добавления вспомогательного поверхностно-активного вещества В в рассол CaBr₂ с плотностью 14,2 ppg при различных температурах.

Фиг. 6 показывает превосходные результаты для EHS с вспомогательным поверхностно-активным веществом В в смешанном рассоле ZnBr₂/CaBr₂/CaCl₂ с плотностью 16,5 ppg.

Фиг. 7 представляет собой график зависимости, показывающий сравнение между двумя системами поверхностно-активных веществ в смешанном рассоле ZnBr₂/CaBr₂ с плотностью 15,1 ppg.

Фиг. 8 и 9 показывают, как долго занимает восстановление вязкости системы EHS/вспомогательное поверхностно-активное вещество А в 20%-ном рассоле CaCl₂ при 36°F (100 сек^-1 для Фиг. 8 и 1 сек^-1 для Фиг. 9).

Фиг. 10 показывает фотографии, отражающие испытание на оседание песка в рассоле CaBr₂ с плотностью 14,2 ppg, содержащем 6% системы EHS/вспомогательное поверхностно-активное вещество В.

Фиг. 11 показывает фотографии, отражающие испытание на оседание песка в рассоле CaBr₂ с плотностью 15 ppg, вязкость которого увеличена с помощью 6% системы EHS/вспомогательное поверхностно-активное вещество В.

Подробное описание изобретения

Настоящее изобретение относится к жидкостной системе на основе VES, которая проявляет значительно улучшенную вязкость в рассолах высокой плотности при повышенных температурах (>300°F). Многочисленные реологические эксперименты были проведены с тем, чтобы показать превосходные вязкоупругие свойства в тяжелом рассоле ZnBr₂ (16,5 ppg) при температурах вплоть до 400°F, при скорости сдвига 100 сек^-1 и при давлении 400 фунтов на квадратный дюйм (psi). Испытания на оседание песка были проведены при температуре окружающей среды и при высоких температурах для того, чтобы показать превосходную несущую способность этой новой системы на основе VES в отношении песка. Жидкостная система на основе VES по изобретению также имеет чрезвычайно низкую температуру застывания (-15°C), что решает проблемы при проведении работ и транспортировке в холодных регионах.

Загущенные композиции по настоящему изобретению могут быть полезно применены в способах стимуляции и/или модифицирования проницаемости подземных пластов, в жидкостях для бурения, в жидкостях для заканчивания скважины/вскрытия пласта, в жидкостях для капитального ремонта скважин, в жидкостях для кислотной обработки, в установке гравийных фильтров, в гидроразрыве пласта и тому подобном. Кроме того, загущенные композиции по настоящему изобретению также могут быть применены в очищающих составах, в покрытиях на основе воды, в детергентных составах, составах для личной гигиены, в асфальтовых составах на основе воды и тому подобном.

Вязкоупругость является желательным реологическим признаком жидкостей для бурения, жидкостей для капитального ремонта скважин или жидкостей для заканчивания скважины/вскрытия пласта, и жидкостей для стимуляции, который может быть обеспечен посредством агентов модифицирования жидкости, таких как полимерные агенты и гелеобразующие агенты на основе поверхностно-активных веществ. Вязкоупругие жидкости представляют собой жидкости, которые проявляют собой как упругое поведение, так и вязкое поведение. Упругость определяют как мгновенный отклик искажения (деформации) материала на приложенное напряжение. Сразу после снятия напряжения, материал возвращается к своему недеформированному равновесному состоянию. Такой тип поведения соотносится с твердыми веществами. С другой стороны, вязкое поведение определяют как непрерывную деформацию, являющуюся результатом приложенного напряжения. Через некоторое время, скорость деформации (скорость сдвига или скорость искажения в большинстве случаев) становится постоянной. Сразу после снятия напряжения, материал не возвращается к своему исходному недеформированному состоянию. Такой тип поведения соответствует жидкостям. Вязкоупругие жидкости могут вести себя как вязкая жидкость или как упругое твердое вещество, или как комбинация и того и другого состояния в зависимости от приложенного к системе напряжения и от временного масштаба наблюдения. Вязкоупругие жидкости проявляют упругий отклик мгновенно после того, как приложено напряжение. После первоначального упругого отклика, искажение уменьшается, и жидкость начинает течь в вязкостном режиме. Упругое поведение жидкостей, как полагают, в значительной мере способствует перемещению твердых частиц.

Вязкость вязкоупругой жидкости также может варьироваться с помощью приложенного напряжения или скорости искажения. В случае деформаций сдвига, является очень обычной та ситуация, где вязкость жидкости падает с увеличением скорости сдвига или напряжения сдвига. Такое поведение обычно называется "разжижением при сдвиге". Вязкоупругость в жидкостях, которая вызвана поверхностно-активными веществами, может проявляться протеканием разжижения при сдвиге. Например, в том случае, когда такая жидкость пропускается через насос или находится в непосредственной близости к вращающемуся буровому долоту, жидкость находится в среде с высокой скоростью сдвига, и вязкость является низкой, что приводит к низкому давлению трения и к экономии энергии при закачке жидкости. Когда сдвигающее напряжение ослабляют, жидкость возвращается к состоянию с более высокой вязкостью. Это происходит потому, что вязкоупругое поведение вызвано образованием агрегатов поверхностно-активных веществ в жидкости. Эти агрегаты будут корректировать состояния жидкости, и будут образовывать различные агрегированные формы в условиях различных напряжений сдвига. Таким образом, можно иметь жидкость, которая ведет себя как жидкость с высокой вязкостью при низких скоростях сдвига, и как жидкость с низкой вязкостью при более высоких скоростях сдвига. Высокие вязкости при низкой скорости сдвига годятся для транспортировки твердых частиц.

Упругий компонент вязкоупругой жидкости также может проявляться в значении предельного напряжения сдвига, возникающего при текучести. Это позволяет вязкоупругой жидкости суспендировать нерастворимый материал, например песок или обломки выбуренной породы, в течение более длительного периода времени в сравнении с вязкой жидкостью, имеющей такую же кажущуюся вязкость. Предельные напряжения сдвига, возникающие при текучести, которые являются слишком высокими, - не хорошее обстоятельство в бурении, поскольку это может очень затруднить перезапуск бурового долота и может вызвать состояние, называемое "прихват колонны труб".

Другой функцией вязкоупругих жидкостей в применениях для бурения на нефтяных месторождениях является изменение проницаемости пласта. Вторичное извлечение нефти из нефтеносных слоев месторождения включает в себя привлечение искусственного средства для извлечения нефти в дополнение к природной энергии, присущей этому нефтеносному слою месторождения. Например, в том случае, когда нефть находится в пористой породе, ее часто извлекают посредством нагнетания находящейся под давлением жидкости, такой как рассол, через одну или более буровых скважин (посредством прокачивания скважин) в пласт нефтеносного месторождения с тем, чтобы вытеснить нефть в ствол скважины, из которого она может быть извлечена. Однако, порода часто имеет зоны высокой и низкой проницаемости. Нагнетаемый рассол может направиться через зоны с высокой проницаемостью, оставляя неизвлеченную нефть в зонах с низкой проницаемостью.

Жидкостная система по изобретению содержит эффективное количество по меньшей мере одного вязкоупругого поверхностно-активного вещества и эффективное количество по меньшей мере одного обладающего синергическим действием вспомогательного поверхностно-активного вещества.

Вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой амфотерное поверхностно-активное вещество, которое имеет общую формулу (I):

где R₁ представляет собой насыщенную или ненасыщенную, углеводородную группу с приблизительно 17-приблизительно 29 атомами углерода, в другом варианте осуществления с приблизительно 18-приблизительно 21 атомами углерода. В другом варианте осуществления R₁ представляет собой группу алифатического соединения жирного ряда, получаемую от природных жиров или масел, имеющую йодное число, равное от приблизительно 1 до приблизительно 140, в еще одном варианте осуществления от приблизительно 30 до приблизительно 90, и в дополнительном другом варианте осуществления от 40 до приблизительно 70. R₁ может быть ограничен одной длиной цепи или может иметь разную длину цепи, как например те группы, которые получают из природных жиров и масел или из нефтяного сырья. Предпочтительные примеры включают талловый алкил, алкил твердого таллового жира, рапсовый алкил, алкил твердого рапсового масла, алкил таллового масла, алкил твердого таллового масла, кокосовый алкил, олеил, эруцил или соевый алкил, но не ограничиваются этим. R₂ и R₃ каждый независимо выбирают из алкильной или гидроксиалкильной группы с неразветвленной или разветвленной цепью, имеющей от 1 до приблизительно 6 атомов углерода, в другом варианте осуществления, от 1 до 4 атомов углерода, и в дополнительном другом варианте осуществления, от 1 до 3 атомов углерода. R₄ выбирают из Н, алкильных или гидроксиалкильных групп, имеющих от 1 до приблизительно 4 атомов углерода; предпочтительно этила, гидроксиэтила, OH или метила. Из числа оставшихся заместителей, k означает целое число от 2 до 20, в другом варианте осуществления 2-12, и в дополнительном другом варианте осуществления 2-6, и в еще одном и в дополнительном другом варианте осуществления 2-4; m означает целое число от 1 до 20, в другом варианте осуществления 1-12, и в дополнительном другом варианте осуществления 1-6, ив еще одном варианте осуществления 1-3; и n означает целое число от 0 до 20, в другом варианте осуществления 0-12, и в дополнительном другом варианте осуществления 0-6, и в еще одном варианте осуществления 0-1. Концентрация вязкоупругой композиции в жидкости, как правило, составляет от приблизительно 0,5% до приблизительно 10%, в другом варианте осуществления от приблизительно 2% до приблизительно 8%, и в дополнительном другом варианте осуществления от приблизительно 3% до приблизительно 5% по массе.

Вязкоупругие поверхностно-активные вещества, раскрываемые и описываемые в данном документе, представляют собой поверхностно-активные вещества, которые могут быть добавлены по отдельности, или они могут быть использованы в качестве основного компонента в водных, сгущенных композициях по настоящему изобретению. Примеры вязкоупругих поверхностно-активных веществ, предусматриваемых настоящим изобретением, включают эрукамидопропилгидроксипропилсульфобетаин, эрукамидопропилгидроксиэтилсульфобетаин, эрукамидопропилгидроксиметилсульфобетаин, и их комбинации и смеси, но не ограничиваются этим. Armovis EHS, эрукамидопропилгидроксипропилсультаин, может быть благотворно применен и доступен для приобретения в AkzoNobel, Chicago, Illinois. Еще одним примером вязкоупругого поверхностно-активного вещества является поверхностно-активное вещество Формулы (I), где R₁ представляет собой ненасыщенную углеродную цепь с 21 атомом углерода, R₂ и R₃ представляют собой метильную группу, R₄ представляет собой гидроксильную группу, к имеет значение 3, и m и n равны 1.

Обладающее синергическим действием вспомогательное поверхностно-активное вещество усиливает прочность геля из жидкости на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ и повышает стойкость к рассолу. Оно имеет общую структуру (II)

где R₁ представляет собой насыщенную или ненасыщенную, углеводородную группу, имеющую от приблизительно 12 до приблизительно 22 атомов углерода. R₂, R₃ и R₄ каждый независимо выбирают из алкильной или гидроксиалкильной группы с неразветвленной или разветвленной цепью, имеющей от 1 до приблизительно 4 атомов углерода; и гидроксильной группы. Концентрация вспомогательного поверхностно-активного вещества в жидкости составляет от приблизительно 0,1% масс. до приблизительно 4% масс. В другом варианте осуществления, концентрация вспомогательного поверхностно-активного вещества в жидкости составляет приблизительно 0,5% масс.-приблизительно 1,5% масс. Соотношение поверхностно-активного вещества к обладающему синергическим действием вспомогательному поверхностно-активному веществу, как правило, составляет от приблизительно 1:1 до приблизительно 15:1; в другом варианте осуществления от приблизительно 2:1 до 15:1; в еще одном варианте осуществления от 3:1 до приблизительно 15:1; и в дополнительном другом варианте осуществления от 3:1 до приблизительно 10:1. Примеры вспомогательных поверхностно-активных веществ включают Arquad Т/50 и Ethoquad Е/12-75, оба из которых доступны для приобретения в AkzoNobel, Chicago, Illinois, но не ограничиваются этим. Дополнительные примеры вспомогательных поверхностно-активных веществ включают катионное поверхностно-активное вещество Формулы (II), где R₁ является ненасыщенной углеродной цепью с 18 атомами углерода, R₂, R₃ и R₄ представляют собой гидроксильные группы; и катионное поверхностно-активное вещество Формулы (II), где R₁ является ненасыщенной углеродной цепью с 22 атомами углерода, R₂, R₃ представляют собой этилгидроксигруппы, и R₄ представляет собой метильную группу, но не ограничиваются этим.

Рассолы высокой плотности для применения на нефтяных месторождениях, как правило, изготавливают из солей двухвалентных катионов, таких как кальций и цинк. Также могут быть использованы рассолы, изготовленные из солей калия, аммония, натрия, цезия и тому подобного. Также могут быть применены органические катионы, такие как тетраметиламмоний. Обычные неорганические анионы для рассолов высокой плотности представляют собой хлорид и бромид. Могут быть использованы органические анионы, такие как формиат и ацетат. Можно использовать некоторые комбинации из этих анионов и катионов с тем, чтобы получить рассолы более высокой плотности. Выбор одной соли вместо другой или двух солей вместо одной соли обычно зависит от факторов окружающей среды. Например, жидкость, состоящая из единственной соли, может работать во время теплого летнего периода, тогда как в период низких температур может потребоваться жидкость, состоящая из двух солей, благодаря ее более низкой Истинной Температуре Кристаллизации (ТСТ), то есть, температуре, при которой начинают образовываться кристаллические твердые вещества при охлаждении. Потеря растворимых солей, либо в результате осаждения, либо в результате фильтрации, будет резко снижать плотность жидкости для обработки приствольной зоны. Потеря плотности может привести к опасной ситуации превышения пластового давления над гидростатическим давлением в скважине (отрицательного дифференциального давления).

Изобретение будет проиллюстрировано с помощью неограничивающих примеров. Из приведенных ниже примеров ясно, что вязкоупругая жидкость/жидкость для стимуляции скважины согласно настоящему изобретению имеет вполне высокую плотность. В одном варианте осуществления, вязкоупругая жидкость/жидкость для стимуляции скважины согласно настоящему изобретению имеет плотность более 9,5 фунтов на галлон (ppg); в другом варианте осуществления, более 9,8 ppg; в дополнительном другом варианте осуществления, более 11,5 ppg. В дополнение к этому, в одном варианте осуществления, вязкоупругая жидкость/жидкость для стимуляции скважины согласно настоящему изобретению имеет плотность 19,2 ppg или менее; в другом варианте осуществления, 16,5 ppg или менее. Диапазон плотности вязкоупругой жидкости/жидкости для стимуляции скважины согласно настоящему изобретению может составлять более 9,5 ppg-19,2 ppg или менее, предпочтительно, более 9,8 ppg-16,5 или менее.

Вязкоупругое поверхностно-активное вещество, используемое в примерах, представляет собой Armovis EHS, доступный для приобретения в AkzoNobel. Вспомогательные поверхностно-активные вещества, используемые в примерах, представляют собой катионное вспомогательное поверхностно-активное вещество А и катионное вспомогательное поверхностно-активное вещество В. Вспомогательное поверхностно-активное вещество А представляет собой Arquad Т/50, катионное поверхностно-активное вещество на основе таллового амина (таллотриметиламмоний-хлорид). Вспомогательное поверхностно-активное вещество В представляет собой Ethoquad Е/12-75, этоксилат эруциламина (2), четвертичную аммониевую соль. Оба вспомогательных поверхностно-активных вещества являются доступными для приобретения в AkzoNobel.

Общие методики для Примеров 1-7

Изготавливают рассолы в различных концентрациях. В 500-миллилитровый смеситель из нержавеющей стали добавляют рассол, после этого некоторое количество (по объему) системы Armovis EHS/вспомогательное поверхностно-активное вещество (40-50% по активности). Получающуюся в результате смесь перемешивают в течение 3 минут при скорости вращения мешалки 3000-4000 оборотов в минуту (rpm) в смесителе. Получаемый в результате гель затем подвергают центрифугированию при скорости вращения 1000 rpm в течение 15 минут для удаления воздушных пузырьков. Реологическую характеристику оценивают с помощью реометра Grace Instrument Rheometer (модель М5600) при постоянной скорости сдвига, за исключением Примера 5, при различных температурах. Для минимизирования испарения образца прикладывают давление 400 фунтов на квадратный дюйм (psi), особенно при высоких температурах.

Пример 1

На Фиг. 1 приведен график зависимости воздействия вспомогательного поверхностно-активного вещества А на вязкость Armovis EHS в рассоле CaCl₂ с плотностью 11,5 ppg. Сделано наблюдение, что вязкость при низких температурах значительно повышается при добавлении вспомогательно поверхностно-активного вещества А. Рабочая характеристика при высоких температурах остается превосходной вплоть до 350°F. Считываемая вязкость составляет 132 сантипуаза при 350°F при скорости сдвига 100 сек^-1. Результаты представлены на Фиг. 1.

Пример 2

Фиг. 2 показывает результаты по вязкости с добавлением и без добавления вспомогательного поверхностно-активного вещества А в рассол NaBr с плотностью 12,5 ppg. Рабочая характеристика при низкой температуре резко увеличивается после добавления вспомогательного поверхностно-активного вещества А, и значение вязкости поддерживается на уровне выше 100 сантипуаз вплоть до 330°F.

Пример 3

На Фиг. 3 приведены результаты испытаний, демонстрирующие влияние типа рассола и вспомогательного поверхностно-активного вещества на рабочие характеристики EHS. Испытания показывают, что вязкость EHS в рассоле только с CaBr₂ с плотностью 14,2 ppg является очень низкой при рассматриваемых температурах, тогда как, если этот рассол заменяют смешанным рассолом CaBr₂/CaCl₂ с плотностью 14,2 ppg, то профиль вязкости сильно улучшается, хотя он является не достаточно хорошим. График зависимости также показывает удивительные результаты после добавления вспомогательного поверхностно-активного вещества А. Можно увидеть, что вязкость удваивается при температуре окружающей среды в обоих рассолах, и профиль рабочей характеристики значительно улучшен.

Примеры 4-5

Данные испытаний, представленные на Фиг. 4, показывают воздействие вспомогательного поверхностно-активного вещества В в рассоле CaBr₂ с плотностью 14,2 ppg. В сравнении с рабочей характеристикой EHS как такового в рассоле CaBr₂ с плотностью 14,2 ppg, приведенной на Фиг. 3, добавление вспомогательного поверхностно-активного вещества В повышает вязкость, в диапазоне температур 50-300°F по меньшей мере в 10 раз.

Фиг. 5 показывает данные по вязкости при различных скоростях сдвига после добавления вспомогательного поверхностно-активного вещества В в рассоле CaBr₂ с плотностью 14,2 ppg. Очевидно, что поверхностно-активное вещество в рассоле ведет себя как разжижающаяся при сдвиге неньютоновская жидкость. Высокая вязкость при низкой скорости сдвига указывает на высокую упругость жидкости, в температурном диапазоне 50-300°F.

Пример 6

Для чрезвычайно глубоких скважин, для заканчивания скважин/вскрытия продуктивного пласта обычно используют рассол ZnBr₂, ввиду его высокой плотности. Немногие вязкоупругие поверхностно-активные вещества могут работать хорошо в рассоле ZnBr₂, особенно в тяжелом рассоле с плотностью выше 14 ppg. Фиг. 6 показывает превосходные результаты для EHS с вспомогательным поверхностно-активным веществом В в смешанном рассоле, включающем ZnBr₂/CaBr₂/CaCl₂, с плотностью 16,5 ppg. Если Armovis EHS используют как таковой, то эффект гелеобразования почти не заметен. Однако, после добавления вспомогательного поверхностно-активного вещества В, вязкость существенно идет вверх, при температурах от значений окружающей среды до 400°F.

Пример 7

На Фиг. 7 приведен график зависимости, показывающий сравнение двух систем поверхностно-активных веществ в смешанном рассоле, включающем ZnBr₂/CaBr₂, с плотностью 15,1 ppg. Можно увидеть, что существует огромная разница между тем, когда используют вспомогательное поверхностно-активное вещество В, и, когда не используют его. Максимальная рабочая температура, применяемая в этом конкретном рассоле, составляет 250°F. Совершенно ясно, на основе показанных на Фиг. 6 данных, что хлоридная соль играет важную роль в увеличении температурного верхнего предела поверхностно-активных веществ.

Также изучены температуры застывания EHS с вспомогательными поверхностно-активными веществами. Система на основе смеси EHS и вспомогательного поверхностно-активного вещества имеет температуру застывания только при -15°C, что позволяет применять ее в холодных регионах.

Общие методики для Примеров 8-9

Поверхностно-активные вещества замешивают в 20%-ном рассоле CaCl₂ (приблизительно 9,8 ppg) для приготовления геля, тем же способом, который описан в Примерах 1-7. Затем гель помещают в холодильную установку. Для измерений используют реометр Grace М5600. Реометр предварительно охлаждают от комнатной температуры с использованием смеси этиленгликоль/вода (1:1) в качестве циркулирующей охлаждающей жидкости. После размещения образца на реометре и достижения температуры 36°F, образец подвергают вращению при скорости сдвига 900 сек^-1 в течение 2 минут. Затем реометр останавливают и немедленно повторно запускают с более низкой скоростью сдвига (100 сек^-1 для Фиг. 8 и 1 сек^-1 для Фиг. 9). Регистрируют изменения вязкости во времени.

Примеры 8-9

Многие вязкоупругие жидкости требуют длительного периода времени для восстановления вязкости после подвергания воздействию сдвига с большой скоростью. Медленное восстановление может отрицательно сказываться на понижении сопротивления и на способности к перемещению расклинивающего агента (проппанта). Фиг. 8 и 9 показывают, сколько времени требуется системе EHS/вспомогательное поверхностно-активное вещество А для восстановления вязкости в 20%-ном рассоле CaCl₂ при 36°F (100 сек^-1 для Фиг. 8 и 1 сек^-1 для Фиг. 9). Обычно, чем более низкая температура, тем более длительный период времени требуется на восстановление. Результаты показывают, что для системы на основе смеси требуется только 10-15 секунд на достижение подъема вязкости после изменения скорости сдвига.

Общая методика для испытаний на оседание песка (Примеры 10-11)

Испытания на оседание песка выполняют в градуированном цилиндре на 500 миллилитров. Сначала, приготавливают 550 мл жидкости для испытаний с применением таких же методик смешения, что и в Примерах 1-7. Вычисляют и отмеряют количество песка (6 фунтов на галлон) и жидкости для испытаний для изготовления итогового объема суспензии 550 мл, и затем в бутылку, содержащую жидкость для испытаний, добавляют расклинивающий агент. Полученную смесь энергично встряхивают до тех пор, пока расклинивающий агент не будет равномерно диспергирован. Сразу же после приготовления суспензии, ее выливают в градуированный цилиндр на 500 миллилитров. Объем просветленной жидкости регистрируют в течение двухчасового периода при комнатной температуре. Затем цилиндр помещают в сушильный шкаф при 180°F и предварительно нагревают в течение 2 часов прежде, чем начинают проведение испытания при высоких температурах. Следует отметить, что в ходе 2 часов предварительного нагревания может потребоваться несколько подходов энергичного встряхивания.

Пример 10

Таблица 1 объединяет результаты испытания на оседание песка в рассоле CaBr₂ с плотностью 14,2 ppg, содержащем 6% системы EHS/вспомогательное поверхностно-активное вещество В. При температуре окружающей среды и при 180°F, оседание песка почти не обнаруживается.

Пример 11

Также испытание на оседание песка проводят в рассоле CaBr₂ с плотностью 15 ppg, вязкость которого повышена посредством 6% системы EHS/вспомогательное поверхностно-активное вещество В. Таблица 2 показывает, что при 180°F песок почти не осаждается, но при комнатной температуре он осаждается. Итоговый объем, который был просветлен через 30 минут, составляет 79 мл, что составляет 14,4% относительно общего объема. На Фиг. 11 показаны некоторые фотографии оседания песка. При сравнении с Примером 10, обнаружено, что более тяжелый рассол обладает меньшей способностью к суспендированию песка при низких температурах.

Группа изобретений относится к жидкостям на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ и к способам их применения на нефтяных месторождениях. Технический результат - улучшенная вязкость в рассолах высокой плотности при повышенных температурах более 300°F. Вязкоупругая жидкость для использования в жидкостной композиции для стимуляции скважины содержит по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество и по меньшей мере одно обладающее синергическим действием вспомогательное поверхностно-активное вещество. Упомянутое вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой амфотерное поверхностно-активное вещество общей формулы (I):

где R₁ представляет собой насыщенную или ненасыщенную углеводородную группу, имеющую от 17 до 29 атомов углерода, R₂ и R₃ каждый независимо выбирают из алкильной или гидроксиалкильной группы с неразветвленной или разветвленной цепью, имеющей от 1 до 6 атомов углерода, R₄ выбирают из Н, гидроксила, алкильных или гидроксиалкильных групп, имеющих от 1 до 4 атомов углерода; k означает целое число от 2 до 20 и n означает целое число от 0 до 20, m означает целое число от 1 до 20. Упомянутое обладающее синергическим действием вспомогательное поверхностно-активное вещество имеет общую структуру (II)

где R₁ представляет собой насыщенную или ненасыщенную углеводородную группу, имеющую от 12 до 22 атомов углерода, R₂, R₃ и R₄ каждый независимо выбирают из алкильной или гидроксиалкильной группы с неразветвленной или разветвленной цепью, имеющей от 1 до 4 атомов углерода; и из гидроксильной группы. Вязкоупругая жидкость имеет плотность более 1,2 кг/л. 4 н. и 17 з.п. ф-лы, 11 ил., 2 табл., 11 пр.

1. Вязкоупругая жидкость для использования в жидкостной композиции для стимуляции скважины, содержащая по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество и по меньшей мере одно обладающее синергическим действием вспомогательное поверхностно-активное вещество, где упомянутое вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой амфотерное поверхностно-активное вещество общей формулы (I):

где R₁ представляет собой насыщенную или ненасыщенную углеводородную группу, имеющую от 17 до 29 атомов углерода, R₂ и R₃ каждый независимо выбирают из алкильной или гидроксиалкильной группы с неразветвленной или разветвленной цепью, имеющей от 1 до 6 атомов углерода, R₄ выбирают из Н, гидроксила, алкильных или гидроксиалкильных групп, имеющих от 1 до 4 атомов углерода; k означает целое число от 2 до 20 и n означает целое число от 0 до 20, m означает целое число от 1 до 20;

и упомянутое обладающее синергическим действием вспомогательное поверхностно-активное вещество имеет общую структуру (II)

где R₁ представляет собой насыщенную или ненасыщенную углеводородную группу, имеющую от 12 до 22 атомов углерода, R₂, R₃ и R₄ каждый независимо выбирают из алкильной или гидроксиалкильной группы с неразветвленной или разветвленной цепью, имеющей от 1 до 4 атомов углерода; и из гидроксильной группы,

где вязкоупругая жидкость имеет плотность более 1,2 кг соли на литр (кг/л).

2. Вязкоупругая жидкость по п.1, где в общей формуле (I) R₁ представляет собой группу алифатического соединения жирного ряда, получаемую из природных жиров или масел, имеющую йодное число от приблизительно 1 до 140.

3. Вязкоупругая жидкость по п.2, где в общей формуле (I) R₁ представляет собой группу алифатического соединения жирного ряда, получаемую из природных жиров или масел, имеющую йодное число от 30 до 90.

4. Вязкоупругая жидкость по п.3, где в общей формуле (I) R₁ представляет собой группу алифатического соединения жирного ряда, получаемую из природных жиров или масел, имеющую йодное число от 40 до 70.

5. Вязкоупругая жидкость по п.2, где в общей формуле (I) R₁ представляет собой группу алифатического соединения жирного ряда, получаемую от природных жиров, масел, или нефтяного сырья, имеющую одну длину цепи или разные длины цепей, где упомянутые природные жиры и масла или нефтяное сырье выбирают из алкила таллового жира, алкила отвержденного таллового жира, алкила рапсового масла, алкила отвержденного рапсового, алкила таллового масла, алкила отвержденного твердого таллового масла, алкила кокосового масла, олеила, эруцила, алкила соевого масла или из их комбинаций и/или смесей.

6. Вязкоупругая жидкость по п.1, где в вязкоупругом поверхностно-активном веществе общей формулы (I) R₁ представляет собой ненасыщенную алкильную группу, имеющую 21 атом углерода, R₂ и R₃ представляют собой метильную группу, R₄ представляет собой гидроксильную группу, k имеет значение 3 и m и n равны 1.

7. Вязкоупругая жидкость по п.1, где вязкоупругое поверхностно-активное вещество общей формулы (I) выбирают из эрукамидопропилгидроксипропилсульфобетаина, эрукамидопропилгидроксиэтилсульфобетаина, эрукамидопропилгидроксиметилсульфобетаина и их комбинаций и смесей.

8. Вязкоупругая жидкость по п.1, где в упомянутом вспомогательном поверхностно-активном веществе формулы (II) R₁ представляет собой ненасыщенную алкильную группу с 18-ю атомами углерода в цепи и R₂, R₃ и R₄ являются метильными группами.

9. Вязкоупругая жидкость по п.1, где в упомянутом вспомогательном поверхностно-активном веществе формулы (II) R₁ представляет собой ненасыщенную алкильную группу с 22-мя атомами углерода в цепи, R₂ и R₃ представляют собой этилгидроксигруппы и R₄ представляет собой метильную группу.

10. Вязкоупругая жидкость по п.1, где упомянутое вспомогательное поверхностно-активное вещество выбирают из хлорида таллотриметиламмония, этоксилата эруциламина (2), четвертичной аммониевой соли или их смесей.

11. Вязкоупругая жидкость по п.1, где концентрация вязкоупругого поверхностно-активного вещества в жидкостной системе составляет от 0,5 до 10 мас.% и концентрация вспомогательного поверхностно-активного вещества в жидкостной системе составляет от 0,1 до 4 мас.%.

12. Вязкоупругая жидкость по п.1, где концентрация вязкоупругого поверхностно-активного вещества в жидкостной системе составляет от 2 до 8 мас.% и концентрация вспомогательного поверхностно-активного вещества в жидкостной системе составляет от приблизительно 0,5 до приблизительно 1,5 мас.%.

13. Вязкоупругая жидкость по п.12, где концентрация вязкоупругого поверхностно-активного вещества в жидкостной системе составляет от 3 до 5 мас.%.

14. Вязкоупругая жидкость по п.1, где отношение вязкоупругого поверхностно-активного вещества к обладающему синергическим действием вспомогательному поверхностно-активному веществу составляет от 1:1 до 15:1.

15. Жидкостная композиция для стимуляции скважины, содержащая от 0,5 до 10% смеси по меньшей мере одного вязкоупругого поверхностно-активного вещества и по меньшей мере одного обладающего синергическим действием вспомогательного поверхностно-активного вещества, где упомянутое вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой амфотерное поверхностно-активное вещество общей формулы (I):

где R₁ представляет собой насыщенную или ненасыщенную, углеводородную группу, имеющую от 17 до 29 атомов углерода, R₂ и R₃ каждый независимо выбирают из алкильной или гидроксиалкильной группы с неразветвленной или разветвленной цепью, имеющей от 1 до 6 атомов углерода, R₄ выбирают из Н, гидроксила, алкильных или гидроксиалкильных групп, имеющих от 1 до 4 атомов углерода; k означает целое число от 2 до 20 и n означает целое число от 0 до 20, m означает целое число от 1 до 20;

и упомянутое обладающее синергическим действием вспомогательное поверхностно-активное вещество имеет общую структуру (II)

где R₁ представляет собой насыщенную или ненасыщенную углеводородную группу, имеющую от 12 до 22 атомов углерода, R₂, R₃ и R₄ каждый независимо выбирают из алкильной или гидроксиалкильной группы с неразветвленной или разветвленной цепью, имеющей от 1 до 4 атомов углерода; и из гидроксильной группы,

где композиция для стимуляции скважины имеет плотность более 1,2 кг соли на литр (кг/л).

16. Жидкостная композиция по п.15 для стимуляции скважины, где упомянутая жидкость представляет собой жидкость для бурения, жидкость для заканчивания скважины/вскрытия продуктивного пласта, жидкость для капитального ремонта скважины, жидкость для кислотной обработки, жидкость для установки гравийного фильтра, жидкость для гидроразрыва пласта, жидкость для матричной кислотной обработки, жидкость для кислотной обработки в процессе заканчивания скважины/вскрытия продуктивного пласта, жидкость для кислотного гидроразрыва пласта или жидкость для кислотной обработки при устранении повреждений.

17. Жидкость для кислотной обработки, которая содержит по меньшей мере одну кислоту и вязкоупругую жидкость по п.1.

18. Жидкость по п.17 для кислотной обработки, где упомянутую кислоту выбирают из группы, состоящей из минеральных кислот, органических кислот и их смесей.

19. Жидкость по п.18 для кислотной обработки, где упомянутую кислоту выбирают из группы, состоящей из хлористоводородной, фтористоводородной, уксусной, муравьиной, сульфаминовой, хлоруксусной кислот и их смесей.

20. Способ гидроразрыва подземного пласта, включающий в себя стадии закачивания насосом вязкоупругой жидкости по п.1 через ствол скважины и в подземный пласт при давлении, достаточном для гидроразрыва пласта.

21. Жидкостная композиция по п.16 для стимуляции скважины, где упомянутая жидкостная композиция представляет собой жидкость для бурения/заканчивания скважины или вскрытия продуктивного пласта.