Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к системе для загущения растворов кислот на основе ПАВ, способу загущения кислот и применению загущенного раствора кислоты в технологии осуществления гидравлического разрыва пласта.
Уровень техники
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают пропант – гранулообразный расклинивающий материал, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Тем самым обеспечивается связь дальних зон пласта со стволом скважины.
Реологические характеристики стандартных загущенных кислотных систем не позволяют удерживать трещину ГРП и переносить пропант. Для решения задачи кислотного ГРП (КГРП) с пропантом реализуется технология чередования пачек водного гуарового геля с добавлением пропанта в водные пачки, буферных стадий с последующей закачкой кислотных пачек. В этой технологии гуаровый гель с пропантом раскрывает и удерживает трещину, а следующая за ней пачка кислоты протравливает созданную трещину. Основная задача, которая преследуется в «классической» технологии кислотного ГРП, - это создание связей с дальней зоной пласта путем закачки кислоты в качестве основной рабочей жидкости. Стадийные закачки пропанта используют для раскрытия и удержания трещины, позволяя кислоте проходить дальше и обрабатывать пласт.
Также при кислотной обработке часто требуется повышать вязкость кислотного раствора. Это необходимо для того, чтобы понизить кинетику кислотной обработки, сократить потери кислоты при обработке, обеспечить эффективность переноса пропанта, а также для контроля размеров трещин и т.п.
Данная технология имеет ряд недостатков, главными из которых являются следующие:
1. Водный гель содержит в своем составе полимерный загеливатель, например, полисахарид гуар, который даже при разрушении поперечных и линейных связей брейкером или кислотой, образует нерастворимый осадок, который не полностью удаляется и загрязняет трещину/пласт, ухудшая проницаемость в зонах обработки.
2. Поскольку водный гель при контакте с кислотой разрушается, увеличивается вероятность преждевременного прекращения закачки, вызванное закупоркой (СТОП), уменьшается глубина проникновения кислоты.
3. Необходимость применения большого количества разнообразных жидкостей, большого количества техники и емкостного парка для замешивания пачек и реализации данной технологии.
Для устранения указанных выше недостатков были разработаны системы и композиции загустителей кислоты на основе ПАВ, не содержащие полимерные соединения.
Так, в патенте США US8895481 B2 описан способ обработки подземного пласта путем введения вязкоэластичной кислотной текучей среды, содержащей:
(i) 0,5-5,5 % масс. цвиттерионного ПАВ формулы
,
в частности следующей бетаиновой структуры 
,
где n равно 3, р равно 1, и R представляет собой C17 углеводородный радикал для ПАВ BET-O-30 или R представляет собой C21 углеводородный радикал для ПАВ BET-O-40;
(ii) более 15 % масс. кислоты, такой как соляная кислота, и
(iii) усилитель реологических свойств.
Указано, что текучая среда может дополнительно нести пропант.
Изобретение, описанное в патенте США US 7527102 B2, относится к способу направленного введения кислоты в подземный пласт путем закачивания загеленной вязкоэластичной текучей среды, содержащей:
(i) ПАВ, в частности на основе четвертичных солей аммония или бетаинов формулы
,
где R в частности представляет собой С8-24 алкиламидогруппу, и
R` независимо представляет собой С1-6 алкил; и
(ii) кислоту, такую как соляная кислота.
Указано, что текучая среда может дополнительно нести пропант и растворитель, такой как спирты. При этом следует отметить, что в указанном источнике в качестве обязательного компонента композиции указан брейкер.
В публикации WO 2003054352 A1 описан способ обработки подземного углеводородного
пласта путем введения загеленной кислотной текучей среды, содержащей ПАВ на основе
бетаинового соединения формулы
и кислоту, такую как соляная кислота. Указано, что текучая среда может дополнительно включать растворитель, такой как метанол.
В патенте США US6844297 B2 описан способ гидроразрыва пласта с использованием
вязкоэластичной композиции текучей среды, включающей:
(i) ПАВ на основе четвертичных солей аммония формулы
,
где, в частности R1 и R2 представляют собой метил, этил, пропил и
изопропил, и R3 представляет собой группу С12-22;
(ii) кислоту, в том числе соляную, и
(iii) низкомолекулярный растворитель.
Указано, что текучая среда может дополнительно нести пропант.
В патенте US 7776798 B2 (а также других патентах того же заявителя US 7358215 B1 и EP
2000959792) описаны композиции ПАВ на основе четвертичных солей аммония формулы
,
в частности соединений формулы
,
где согласно конкретному примеру реализации изобретения y равен 1, R представляет собой эруцил, R2, R3 и R4 представляют собой метил; для применения в качестве загустителя нефтепромысловых текучих сред. Указано, что такие композиции загущены в достаточной степени для того, чтобы поддерживать пропант во взвешенном состоянии. Также указанные композиции могут необязательно содержать спирты и неорганические кислоты.
В международной патентной заявке WO 2014137477 А1 описан способ обработки зоны подземного пласта, пронизываемого стволом скважины, который включает в себя этапы:
(А) приготовление текучей среды для обработки, содержащей:
(i) воду;
(ii) сильную кислоту; а также
(iii) разветвленное вязкоупругое поверхностно-активное вещество, имеющее гидрофобную часть с общим количеством от 16 до 20 атомов углерода;
где рН обрабатывающей жидкости составляет менее 0,5; а также где вязкость обрабатывающей жидкости составляет менее 5 сП при 40 с-1;
(Б) введение обрабатывающей жидкости через ствол скважины в зону; а также
(В) предоставление времени сильной кислоте в обрабатывающей жидкости для взаимодействия в пласте.
В качестве сильной кислоты используют соляную кислоту. Предпочтительным вязкоупругим поверхностно-активным веществом является соединение формулы
В патентной заявке США US 2013306320 А1 описана композиция для обработки карбонатных резервуаров, содержащая:
около 7,5 об.% цвиттерионного вязкоупругого поверхностно-активного вещества;
около 15,0 об.% соляной кислоты; а также
около 0,6 об.% ингибитора коррозии, остальное - рассол.
При этом предпочтительным цвиттерионным вязкоупругим поверхностно-активным веществом является эрукриламидопропилбетаин.
В патенте РФ №2452851, выданном на основании заявки WO2007/058813, раскрыт способ повышения добычи нефти из месторождения, включающий
a) введение затопляющей жидкости в месторождение, где жидкость включает:
i) воду и
ii) некоторое количество одного или более неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ, достаточное для достижения затопляющей жидкостью значения поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть/вода приблизительно 1 мНм или меньше, и значения вязкости приблизительно 10 сП или больше, где одно или более неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ выбрано из группы: одного или более аминовых поверхностно-активных веществ, имеющих формулу:
где R1 представляет собой гидрофобный остаток алкила, алкиларилалкила, алкоксиалкила, алкиламиноалкила или алкиламидоалкила, и где R1 включает приблизительно 16-22 атома углерода и может быть разветвленным или неразветвленным, насыщенным или ненасыщенным;
где R2 и R3 независимо представляют собой i) алифатическую группу или ii) алифатическую группу, связанную с ароматическим или бензиловым остатком, одного или более цвиттерионных поверхностно-активных веществ, одного или более амфотерных поверхностно-активных веществ, а также их комбинаций;
b) извлечение нефти через скважину в местоположении, отличном от точки введения затопляющей жидкости в месторождение.
Также упоминается использование органической кислоты для повышения вязкости указанной жидкости.
В Евразийском патенте ЕА №2452851 , выданном на основании заявки WO2003/054352, описан способ обработки подземного резервуара углеводородов, включающий контактирование пласта с обрабатывающим раствором, содержащим водный раствор, кислоту, спирт и ПАВ, действующее как агент гелеобразования, состоящее в основном из эруциламидопропилбетаина или его протонированного/депротонированного гомолога или соли.
Вероятно, наиболее близким аналогом настоящего изобретения является техническое решение, раскрытое в патенте США US5009799. Указанный документ относится к композиции загустителя неорганической кислоты на основе двух ПАВ, которая используется для кислотной обработки углеводородсодержащих пластов, а также в качестве ингибитора коррозии. В частности, предложен загуститель для водного раствора соляной кислоты, состоящий из смеси:
(i) этоксилированного жирного амина общей формулы I:
,
в том числе таллового амина, и
(ii) бетаиновой соли этоксилированного жирного амина общей формулы II:, а также
(iii) четвертичной аммониевой соли алкилпиридина и
(iv) различных низших спиртов С1-10 в качестве растворителя.
Однако известные системы, предлагаемые для осуществления КГРП не обладают вязкостью, достаточной для переноса пропанта в течение длительного промежутка времени, необходимого для осуществления полноценного и эффективного КГРП. В частности, известные загустители позволяют достичь лишь вязкости 60-80 cP(сПз).
Таким образом, существует насущная необходимость в создании композиций для КГРП с повышенной вязкостью для повышения эффективности переноса пропанта и повышения эффективности извлечения углеводородов из пласта.
Раскрытие сущности изобретения.
Задачей настоящего изобретения является разработка химической системы загущения водного раствора кислоты с получением жидкости или геля с повышенной вязкостью, необходимой для осуществления технологии КГРП. Также задачей настоящего изобретения является разработка простого и эффективного способа добычи нефти из месторождения методом кислотного гидравлического разрыва пласта (КГРП).
Указанные задачи решены за счет разработки химической системы, включающей комбинацию химических веществ, позволяющей осуществить загущение водного раствора кислоты до значений вязкости до 1320 cP или выше. Указанная комбинация содержит два поверхностно-активных вещества (ПАВ), охарактеризованных ниже, и, необязательно, преобразователь железа.
Первым аспектом настоящего изобретения является применение комбинации
а) полиэтоксилированного таллового амина формулы I
где m и n = 2; и R представляет собой остаток жирной кислоты, выбранной из группы состоящей из олеиновой, пальмитиновой, стеариновой, миристиновой или линолевой кислоты;
б) соединения, выбранного из группы, состоящей из:
- четвертичной аммониевой соли формулы IIa
,
где R представляет собой насыщенный, моно-, ди- или три- ненасыщенный углеводородный радикал С9-25; R1 представляет собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил, и бензил; R2, R3, R4, R5 независимо представляют собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил или бензил; A представляет собой гало, нитро или перхлорат;
или
- цвиттерионного соединения формулы IIb
,
где R1 представляет собой -СOO- или -CH2COO-, и R, R2, R3, R4, и R5 такие, как определено выше; и
в) необязательно, преобразователь железа,для загущения водного раствора кислоты.
R представляет собой насыщенный, моно-, ди- или три- ненасыщенный углеводородный радикал С9-25, в частности, С9, С10, С11, С12, С13, С14, С15, С16, С17, С18, С19, С20, С21, С22, С23, С24, С25, и может содержать заместители, которые не приводят к существенному изменению свойств соединения.
Указанной кислотой может быть любая кислота. Например, кислота может представлять собой сильную кислоту, выбранную из группы, состоящей из соляной кислоты, бромистоводородной кислоты, йодистоводородной кислоты, серной кислоты, азотной кислоты, хромовой кислоты, метансульфоновой кислоты, трифторметансульфоновой кислоты, трихлоруксусной кислоты, дихлоруксусной кислоты, бромуксусной кислоты, хлоруксусной кислоты, циануксусной кислоты, 2-хлорпропановой кислоты, 2-оксобутановой кислоты, 2-хлорбутановой кислоты, 4-цианобутановой кислоты, перхлорной кислоты и фосфорной кислоты, и т.п. В предпочтительном варианте кислота представляет собой неорганическую кислоту. В предпочтительном варианте загущают раствор соляной кислоты, традиционно применяемой в технологии КГРП. Содержание кислоты в растворе после загущения находится в диапазоне от 10 до 20 %, предпочтительно от 12 до 16 %, и предпочтительно составляет 15%.
Первым ПАВ в составе комбинации или композиции согласно настоящему изобретению является полиэтоксилированный талловый амин формулы I, предпочтительно талловый амин, этоксилированный со степенью этоксилирования 2 (CAS#61791-26-2).
Вторым ПАВ в составе композиции согласно настоящему изобретению является соединение четвертичной аммониевой соли формулы IIa, такое как [2,2-диметил-3-(октодеканоиламино)пропил]-диметил-проп-2-ениламмонийбромид или цвиттерионное соединение формулы IIб, предпочтительно эруциламидопропилбетаин (синоним - 2-[3-[докоз-13-еноил]аминопропил-диметиламмоний]ацетат).
Преобразователь железа представляет собой соединение или композицию соединений, способные устранять влияние Fe (III), например, за счет восстановления Fe (III) до Fe (II) с переводом железа в более растворимую двухвалентную форму и образовывать устойчивые хелатные комплексы с Fe(III), предотвращая выпадение в пласте аморфного осадка гидроксида железа Fe(OH)3, который помимо негативного влияния на проницаемость пласта является промежуточным продуктом при ржавлении железа. Использование преобразователя железа желательно, например, при применении металлического оборудования, а также ввиду того, что соли железа (III) снижают вязкость загеленных водных растворов кислот.
Примерами преобразователей железа являются аскорбиновая кислота, лимонная кислота, смесь меркаптоэтанола, хлорида меди и метанола, преобразователь железа AS-IR, но не ограничиваются ими.
При реализации настоящего изобретения могут применяться различные соотношения компонентов химической системы а) - полиэтоксилированного таллового амина формулы I и б) – соединения формулы IIа или IIb. Специалист сможет подобрать оптимальное соотношение путем рутинных экспериментов. В частности, соотношение ПАВ может составлять примерно 1:100, 1:50, 1:20, 1:10, 1:5, 1:3, 1:2: 1:1, 2:1, 3:1, 5:1, 10:1, 20:1, 50:1, 100:1.
Содержание каждого из ПАВ, или их комбинации, в конечной композиции может составлять примерно примерно 20%, примерно 10%, примерно 5%, примерно 2,5%, примерно 2%, примерно 1%, примерно 0,5% или меньше, включая все промежуточные диапазоны и значения.
Вторым аспектом настоящего изобретения является способ загущения водного раствора кислоты, включающий добавление в указанный водный раствор кислоты комбинации двух ПАВ, охарактеризованных выше,и, необязательно, преобразователь железа. Поверхностно-активные вещества согласно настоящему изобретению и преобразователь железа можно добавлять в загущаемый раствор кислоты как одновременно, например, в виде одной композиции, так и в любых комбинациях или по отдельности.
Третьим аспектом настоящего изобретения является набор компонентов химической системы для применения в загущении водного раствора кислоты или для осуществления описанного способа загущения водного раствора неорганической кислоты. Указанный набор содержит два ПАВ, охарактеризованных выше, и, необязательно, преобразователь железа.
Четвертым аспектом настоящего изобретения является композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, содержащая водный раствор неорганической кислоты, указанный выше набор компонентов химической системы, и, необязательно, пропант.
В качестве кислоты может использоваться любая неорганическая кислота. Предпочтительным является применение соляной кислоты.
Содержание соляной кислоты в указанном водном растворе и получаемом геле может находиться в диапазоне от 10% до 20%, необязательно 12 до 16 %. В одном из вариантов реализации применяют 15 % водный раствор соляной кислоты.
Предпочтительное содержание компонентов в предлагаемой композиции, содержащей водный раствор кислоты, следующее:
В одном из вариантов реализации композиция содержит пропант.
Пропант (или проппант, от англ. propping agent - «расклинивающий агент») представляет собой гранулообразный материал, который используется в нефтедобывающей промышленности для повышения эффективности отдачи скважин с применением технологии ГРП. Служит для закрепления (предупреждения смыкания под действием горного давления) трещин, создаваемых в ходе ГРП. Представляет собой гранулы сходного размера, с типичным диаметром от 0,5 до 1,2 мм. Согласно настоящему изобретению может применяться любой пропант, обычно применяемый в технологии КГРП.
Пропант добавляют в количествах, обычно используемых при осуществлении КГРП. В некоторых вариантах осуществления пропант добавляют из расчета 800 кг/м3 геля. Пятым аспектом настоящего изобретения является способ добычи нефти из месторождения методом кислотного гидравлического разрыва пласта (КГРП), включающий:
- введение описанной выше композиции загущенного раствора кислоты в месторождение, предпочтительно содержащее карбонатные породы, и
- извлечение нефти из указанного месторождения.
Извлечение нефти из месторождения может быть осуществлено с использованием стандартных средств и методов, применяющихся в данной области, например, описанных в в следующих источниках: Булатов А.И. и др. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебник для ВУЗов - М: ООО «Недра – Бизнесцентр» 2003 - 1007 с.; Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта - М.: Недра, 1986. — 165 с.
Техническим результатом предложенной технологии является повышение вязкости, в частности, придание вязко-упругих свойств кислотному раствору, что, помимо прочего, дает возможность эффективного переноса пропанта, а также обеспечивает эффективный процесс КГРП. Следует отметить, что авторам настоящего изобретения удалось создать композицию загустителя для водного раствора неорганической кислоты, обладающую неожиданно высокой степенью вязкости, до 1332 cP в проведенных экспериментах, достаточной для удержания и переноса пропанта в течение длительного времени (до 6 часов или более), необходимого для осуществления полноценного и высокоэффективного КГРП.
При этом посредством одного полученного кислотного геля возможно одновременно создавать трещину ГРП, переносить пропант, закреплять трещину пропантом, обрабатывать карбонатный пласт кислотой и создавать высокопроницаемые каналы в критической зоне трещины, тем самым позволяя более эффективно и пролонгировано работать трещине ГРП.
Иными словами, настоящее изобретение обеспечивает новую технологию КГРП, использующую по существу только одну рабочую жидкость - кислотный гель, в случае необходимости содержащий пропант.
Стадийность обработки скважины с применением пропанта и кислоты, без применения настоящего изобретения выглядит следующим образом:
- Подготовительные пачки
- Водный гель – формирование трещины ГРП
- Водный гель с проппантом – расширение трещины ГРП, закрепление пропантом
- Буферная стадия
- 15% соляная кислота – протравливаниетрещины
- Буферная стадия
- Водный гель с проппантом – закрепление трещины
- Буферная стадия
- 15% соляная кислота
- Буферная стадия
- Водный гель с пропантом
- Буферная стадия
- 15% соляная кислота
- Продавка жидкостей ГРП и удаление побочных продуктов.
На разных стадиях используется большое количество жидкостей, осуществление каждой из них требует отдельной емкости и дополнительного оборудования.
Применение настоящего изобретения позволяет значительно упростить схему проведения КГРП, минимизировав задействуемые жидкости, емкости и оборудование:
- Подготовительные пачки
- Кислотный гель - формирование трещины ГРП и обработка кислотой, удержание трещины
- Кислотный гель с пропантом – закрепление трещины, обработка кислотой, удержание трещины
- Продавка жидкостей ГРП и удаление побочных продуктов.
Вкратце, к преимуществам способа добычи нефти согласно настоящему изобретению можно отнести следующие:
1. Простота применения, поскольку нет необходимости в применении большого количества реагентов, используемых в ходе традиционной технологии ГРП (сшиватели, брейкеры, биоциды, стабилизаторы, деэмульгатор, и т.д.)
2. Требуется значительно меньшее количество техники и емкостного парка для приготовления композиции по сравнению с традиционной технологией ГРП.
3. Возможность создания более длинной трещины за счет использования только одной жидкости для всей обработки. Это достигается за счет образования мицелл, которые придают кислоте гелеобразную структуру. Образовавшийся гель закупоривает протравленные каналы и увеличивает время взаимодействия их с кислотой.
4. Исключается стадия использования пачки с водным полимерным гелем на основе гуара, при этом указанная кислотная система разрушается полностью. Образовавшиеся продукты реакции легко удаляются из призабойной зоны при освоении.
5. Использование только одной жидкости, которая обладает необходимыми характеристиками для проведения КГРП с пропантом.
6. Двойная система разрушения геля (снижение концентрации кислоты, смешение с углеводородами).
7. Низкие потери на трение.
8. Значительно уменьшается стоимость работ из-за уменьшения количества реагентов и стадий обработки.
В предложенной технологии применяется по существу только одна жидкость. По сравнению с классическими и комбинированными (чередование гуаровый гель с пропантом-кислота) схемами ГРП могут быть достигнуты следующие преимущества:
отсутствие полимерной составляющей, максимальная проводимость трещины и проницаемость стенок трещины,
ограничение распространения трещины по вертикали (увеличение “площадной” концентрации пропанта в продуктивной зоне),
минимизация закачиваемой жидкости,
высокая песконесущая способность жидкости, минимальное оседание пропанта и как следствие равномерное размещение пропанта в трещине.
Ниже настоящее изобретение будет разъяснено более подробно со ссылкой на чертежи и примеры, приведенные исключительно в иллюстративных целях, не ограничивающих объем настоящего изобретения.
Краткое описание чертежей.
На Фиг. 1 приведен график зависимости вязкости кислоты от содержания таллового амина и эруциламидопропилбетаина.
На Фиг. 2 представлен процесс оседания пропанта 16/20 из расчета 800 кг/м3 в композиции оптимального состава, содержащей 3,5% таллового амина и 2,5% цвиттерионного соединения эруциламидопропилбетаин.
На Фиг. 3 показаны результаты сравнения способностей удерживать пропант для обычно используемого сшитого гуарового геля и для композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава.
На Фиг. 4 представлено влияние температуры на вязкость композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава.
На Фиг. 5 показаны результаты эксперимента по изучению восстановления вязкости композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава после стресса при температурах 25 °С и 55 °С.
На Фиг. 6 показаны результаты эксперимента по изучению разрушения геля химической системы, полученной при использовании композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава, при взаимодействии с карбонатными породами.
Осуществление изобретения.
Пример 1. Приготовление композиции согласно настоящему изобретению.
Композицию готовили следующим образом. В 15% синтетическую соляную кислоту при перемешивании добавляли талловый амин, этоксилированный со степенью этоксилирования 2. Полученный раствор перемешивали. В результате получали умерено загущенную кислоту с вязкостью, составляющей 35-80 cP, измеренной на вискозиметре FANN 35 R1B1 при 100 RPM
Затем в полученный раствор при интенсивном перемешивании на нижнеприводной мешалке добавляли цвиттерионное соединение, а именно эруциламидопропилбетаин. Вязкость раствора значительно возрастала.
Типичные концентрации компонентов представлены в таблице:
Пример 2. Подбор оптимального состава композиции согласно настоящему изобретению
Определяли зависимость вязкости соляной кислоты от концентрации реагентов композиции согласно настоящему изобретению. Раствор ПАВ готовили способом, указанным выше.
Для исследования реологических характеристик полученной системы использовали вискозиметр Brookfield модели DV2TLVTJ0, шпиндель LV4 (64), 100 RPM.
Полученные данные представлены в Таблице 1 и на Фиг. 1 и 7.
Таблица 1. Зависимость вязкости кислоты (cP) от содержания таллового амина и цвиттерионного соединения
Пример 3. Оценка способности композиций согласно настоящему изобретению с различным содержанием компонентов удерживать пропант
Для оценки способности композиций согласно настоящему изобретению с различным содержанием компонентов удерживать пропант в указанные композиции вносили пропант 16/20 из расчета 800 кг/м3 и помещали смеси в мерный цилиндр. Затем наблюдали за оседанием пропанта и фиксировали время полного оседания пропанта.
Полученные данные представлены в Таблице 2.
3,0% цвиттерионного соединения
4,5% цвиттерионного соединения
3,0% цвиттерионного соединения
4,5% цвиттерионного соединения
2,5% цвиттерионного соединения
3,0% цвиттерионного соединения
2,5% цвиттерионного соединения
На основании проведенных экспериментов можно сделать вывод о том, что выбранный талловый амин в концентрациях от 2,5 до 5,0% в смеси с выбранным цвиттерионным соединением, а именно эруциламидопропилбетаином, в концентрациях от 1,5 до 5,0% загущают соляную кислоту до состояния возможности удерживания и переноса пропанта. Оптимальную концентрацию амина и цвиттерионного соединения выбирали исходя из требований минимальной концентрации веществ при максимальной удерживающей способности.
Указанным требованиям удовлетворяет композиция, содержащая 5% таллового амина и 2,5% цвиттерионного соединения. Пропант в указанной композиции оптимального состава полностью осел через 6 часов, что достаточно для проведения работ КГРП. На Фиг. 2 показан процесс оседания пропанта в указанной композиции оптимального состава.
Пример 4. Сравнение способностей удерживать пропант для обычно используемого сшитого гуарового геля и композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава
Для исследования способности жидкостей удерживать пропант (фракции 16/20) из расчета 800 кг/м3, обычно используемый сшитый гуаровый гель и композицию согласно настоящему изобретению оптимального состава помещали в мерные цилиндры. Затем наблюдали за оседанием пропанта и фиксировали время полного оседания пропанта.
Состав гуарового геля следующий:
Результаты эксперимента приведены на Фиг. 3. Как видно из представленных данных, в сшитом гуаровом геле пропант полностью осел через 2 часа, . За такое время затруднительно провести полноценный и эффективный большеобъемный ГРП. В то же время в композиции оптимального состава согласно настоящему изобретению пропант полностью осел через 6 часов, т.е. в течение периода, позволяющего без щатруднений провести полноценный и эффективный КГРП.
Пример 5. Изучение влияния температуры на вязкость композиции оптимального состава.
Приготовленную композицию оптимального состава аккуратно нагревали и следили за изменением вязкости с использованием вискозиметра Brookfield модели DV2TLVTJ0 со шпинделем LV4 (64) при скорости вращения 100 RPM.
Результаты эксперимента показаны на Фиг. 4.
Пример 6. Изучение восстановления вязкости композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава после стресса.
Загеленную кислоту протестировали на скорость восстановления вязкости при стрессе на вискозиметре Brookfield модели DV2TLVTJ0 шпиндель LV4 (64). Условия стресса создавали посредством изменения скорости вращения (RPM – об./мин.). Полученная зависимость говорит о том, что вязкость восстанавливается сразу после изменения приложенного вращательного усилия. Результаты эксперимента показаны на Фиг. 5.
Как видно из данных, приведенных на Фиг. 5, вязкость композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава восстанавливается сразу после изменения приложенного вращательного усилия.
Пример 7. Изучение разрушения геля, полученного при использовании композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава, при взаимодействии с карбонатными породами.
Кислота, попадая в пласт, взаимодействует с карбонатными породами, в результате чего её концентрация уменьшается, а содержание ионов Ca2+ возрастёт. Для моделирования данного процесса реакция кислоты с карбонатом кальция непригодна, так как образуется большое количество пены, которая сильно стабилизирована за счёт высокой вязкости раствора. Поэтому использовали реакцию взаимодействия кислоты с гашеной известью, которая приводит к тем же продуктам.
Гашеную известь всыпали маленькими порциями при сильном перемешивании. Реакция была сильно замедлена из-за высокой вязкости раствора. После полного растворения гидроксида кальция раствор остужали до комнатной температуры и измеряли его вязкость. Процедуру повторяли до полной нейтрализации кислоты. Для измерения вязкости использовали вискозиметр Brookfield модели DV2TLVTJ0 со шпинделем LV4 (64) при скорости вращения 100 RPM. Результаты эксперимента показаны на Фиг. 6. На основании данных, приведенных на Фиг. 6, можно сделать вывод о том, что при взаимодействии с карбонатными породами, система разрушается, а вязкость загущенной кислоты падает.
Другие варианты системы согласно настоящему изобретению исследуются в соответствии с таким же планом экспериментов.
Необходимо понимать, что предыдущее описание приведено исключительно в целях пояснения настоящего изобретения. Специалисты, обладающие обычной квалификацией в данной области техники, могут разработать различные альтернативные варианты и модификации, не выходящие за рамки настоящего изобретения, определяемые формулой настоящего изобретения. Таким образом, предполагается, что настоящее изобретение охватывает все подобные альтернативные варианты, модификации и вариации, которые находятся в пределах объема прилагаемой формулы изобретения. Все численные значения, приведенные в настоящем документе, являются приблизительными и допускают обычные вариации, например, в пределах +/- 10-15% от конкретного указанного значения. Указанные процентные значения могут относиться к массовым, объемным или массо-объемным процентам.
Группа изобретений относится к загущению растворов кислот и применению загушенных растворов кислот для гидравлического разрыва пласта. Технический результат – повышение эффективности переноса пропанта, повышение эффективности извлечения углеводородов из пласта, использование для обработки одной рабочей жидкости – кислотного геля, в случае необходимости содержащей пропант. Для загущения водного раствора кислоты применяют комбинацию а) полиэтоксилированного таллового амина формулы
,
где m и n = 2 и R представляет собой остаток жирной кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой, пальмитиновой, стеариновой, миристиновой или линолевой кислоты; б) соединения, выбранного из группы, состоящей из: четвертичной аммониевой соли формулы
,
где R представляет собой насыщенный, моно-, ди- или три-ненасыщенный углеводородный радикал С9-25; R1 представляет собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил и бензил; R2, R3, R4, R5 независимо представляют собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил или бензил; A представляет собой гало, нитро или перхлорат; или цвиттерионного соединения формулы
,
где R1 представляет собой -СOO- или -CH2COO- и R, R2, R3, R4, и R5 такие, как определено выше; в) необязательно преобразователя железа. 5 н. и 17 з.п. ф-лы, 7 ил., 4 табл., 7 пр.
1. Применение комбинации
а) полиэтоксилированного таллового амина формулы I
,
где m и n = 2 и R представляет собой остаток жирной кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой, пальмитиновой, стеариновой, миристиновой, или линолевой кислоты; и
б) соединения, выбранного из группы, состоящей из:
- четвертичной аммониевой соли формулы IIa
,
где R представляет собой насыщенный, моно-, ди- или три- ненасыщенный углеводородный радикал С9-25; R1 представляет собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил и бензил; R2, R3, R4, R5 независимо представляют собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил или бензил; A представляет собой гало, нитро или перхлорат;
или
- цвиттерионного соединения формулы IIb
,
где R1 представляет собой -СOO- или -CH2COO- и R, R2, R3, R4 и R5 такие, как определено выше, и
в) необязательно преобразователя железа
для загущения водного раствора кислоты.
2. Применение по п. 1, характеризующееся тем, что в качестве соединения формулы IIa используют [2,2-диметил-3-(октодеканоиламино)пропил]-диметил-проп-2-ениламмонийбромид.
3. Применение по любому из пп. 1, 2, характеризующееся тем, что в качестве соединения формулы IIb используют эруциламидопропилбетаин.
4. Применение по любому из пп. 1-3, характеризующееся тем, что в качестве преобразователя железа используют смесь меркаптоэтанола, хлорида меди и метанола.
5. Способ загущения водного раствора неорганической кислоты, включающий добавление в указанный водный раствор неорганической кислоты
а) полиэтоксилированного таллового амина формулы I
,
где m и n = 2 и R представляет собой остаток жирной кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой, пальмитиновой, стеариновой, миристиновой или линолевой кислоты; и
б) соединения, выбранного из группы, состоящей из:
- четвертичной аммониевой соли формулы IIa
,
где R представляет собой насыщенный, моно-, ди- или три- ненасыщенный углеводородный радикал С9-25; R1 представляет собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил и бензил; R2, R3, R4, R5 независимо представляют собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил или бензил; A представляет собой гало, нитро или перхлорат;
или
- цвиттерионного соединения формулы IIb
,
где R1 представляет собой -СOO- или -CH2COO- и R, R2, R3, R4, R5 такие, как определено выше, и
в) необязательно преобразователя железа.
6. Способ по п. 5, характеризующийся тем, что в качестве соединения формулы IIa используют [2,2-диметил-3-(октодеканоиламино)пропил]-диметил-проп-2-ениламмонийбромид.
7. Способ по любому из пп. 5, 6, характеризующийся тем, что в качестве соединения формулы IIb используют эруциламидопропилбетаин.
8. Способ по любому из пп. 5-7, характеризующийся тем, что в качестве преобразователя железа используют смесь меркаптоэтанола, хлорида меди и метанола.
9. Способ по любому из пп. 5-8, характеризующийся тем, что амин формулы I, соединение формулы IIa или IIb и преобразователь железа добавляют совместно.
10. Способ по любому из пп. 5-9, характеризующийся тем, что амин формулы I, соединение формулы IIa или IIb и преобразователь железа добавляют раздельно.
11. Набор компонентов для применения по любому из пп.1-4 или осуществления способа по любому из пп. 5-10, содержащий:
а) полиэтоксилированный талловый амин формулы I
,
где m и n = 2 и R представляет собой остаток жирной кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой, пальмитиновой, стеариновой, миристиновой, или линолевой кислоты;
б) соединение, выбранное из группы, состоящей из:
- четвертичной аммониевой соли формулы IIa
,
где R представляет собой насыщенный, моно-, ди- или три- ненасыщенный углеводородный радикал С9-25; R1 представляет собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил и бензил; R2, R3, R4, R5 независимо представляют собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил или бензил; A представляет собой гало, нитро или перхлорат;
или
- цвиттерионного соединения формулы IIb
,
где R1 представляет собой -СOO- или -CH2COO- и R, R2, R3, R4, R5 такие, как определено выше, и
в) необязательно преобразователь железа.
12. Набор по п. 11, характеризующийся тем, что в качестве соединения формулы IIa используют [2,2-диметил-3-(октодеканоиламино)пропил]-диметил-проп-2-ениламмонийбромид.
13. Набор по п. 11 или 12, характеризующийся тем, что в качестве соединения формулы IIb используют эруциламидопропилбетаин.
14. Набор по любому из пп. 11-13, характеризующийся тем, что в качестве преобразователя железа используют смесь меркаптоэтанола, хлорида меди и метанола.
15. Набор компонентов по любому из пп. 11-14, выполненный в форме композиции.
16. Композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, содержащая водный раствор неорганической кислоты, набор компонентов по любому из пп. 11-15 и пропант.
17. Композиция по п. 16, характеризующаяся тем, что указанной неорганической кислотой является соляная кислота.
18. Композиция по п. 17, характеризующаяся тем, что содержание соляной кислоты составляет 12-16%, предпочтительно 15%.
19. Композиция по п. 16, характеризующаяся следующим содержанием компонентов, мас.%:
20. Способ добычи нефти из месторождения методом кислотного гидравлического разрыва пласта, включающий:
- введение композиции по любому из пп. 16-19 в месторождение и
- извлечение нефти из месторождения.
21. Способ по п. 20, характеризующийся тем, что неорганической кислотой является соляная кислота.
22. Способ по п. 20 или 21, характеризующийся тем, что указанное месторождение содержит карбонатные породы.
| US 5009799 A, 23.04.1991 | |||
| СПОСОБЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ | 2006 |
|
RU2452851C2 |
| ВЯЗКОУПРУГИЕ ЖИДКОСТИ С ДОБАВКАМИ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ, ОБЛАДАЮЩИЕ УЛУЧШЕННЫМ ПОКАЗАТЕЛЕМ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРИ СДВИГЕ, РЕОЛОГИИ И УСТОЙЧИВОСТИ | 2005 |
|
RU2401859C2 |
| Токарный резец | 1924 |
|
SU2016A1 |
| US 7776798 B2, 17.08.2010. | |||
