ЭМУЛЬСИИ, СОДЕРЖАЩИЕ ВОДОРАСТВОРИМЫЕ АГЕНТЫ, ЗАМЕДЛЯЮЩИЕ РЕАКЦИЮ КИСЛОТЫ, И СПОСОБЫ ИХ ПОЛУЧЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ Российский патент 2020 года по МПК C09K8/70 C09K8/74 C09K8/84 C09K8/94 E21B43/27 

ИНФОРМАЦИЯ О РОДСТВЕННОЙ ЗАЯВКЕ

[0001] Настоящая заявка испрашивает приоритет на основании предварительной заявки на патент США № 62/213986, поданной 3 сентября 2015 года, полное содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[0002] Настоящее описание относится к эмульсиям и/или пенам, содержащим водорастворимые агенты, замедляющие реакцию кислоты, и к способам их получения и применения. Такие эмульсии и/или пены включают эмульсии типа «кислота в масле» (A/O) или типа «масло в кислоте» (O/A).

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0003] В данном разделе представлена основная информация, которая упрощает понимание различных аспектов описания. Следует понимать, что положения, представленные в данном разделе настоящего документа, следует воспринимать именно в этом свете, а не как признание известного уровня техники.

[0004] Углеводородные флюиды, такие как нефть и природный газ, добывают из подземных геологических формаций, обычно упоминаемых как пласт, бурением скважины, которая проходит через нефтегазоносный пласт. Когда ствол скважины пробурен, в скважине можно устанавливать различные типы компонентов заканчивания скважины для контролирования и эффективности добычи различных флюидов из пласта. Зачастую используют методы обработки скважины для повышения добычи углеводородов с применением химической композиции, такой как жидкость для обработки нефтяной скважины.

[0005] Операции интенсификации можно проводить для облегчения добычи флюидов из подземных пластов посредством увеличения общей проницаемости пласта. Существует две основные технологии интенсификации: матричная обработка и гидроразрыв. Матричную обработку обычно проводят в пластах с высоким содержанием песчаника посредством закачивания жидкости (например, кислоты или растворителя) для растворения и/или диспергирования материалов, которые снижают производительность скважины. В частности, матричную обработку можно проводить (1) посредством закачивания химических реагентов в ствол скважины для обеспечения их взаимодействия и растворения закупорки, и (2) посредством закачивания химических реагентов через ствол скважины и в пласт для обеспечения их взаимодействия и растворения небольших частей пласта с образованием альтернативных путей движения углеводорода (например, вместо устранения закупорки, изменения направления движения нефти вокруг закупорки). Гидроразрыв включает закачивание химических реагентов через ствол скважины и в пласт при давлениях, достаточных для фактического гидроразрыва пласта, с образованием крупного канала течения, через который углеводород может легче выходить из пласта и в ствол скважины.

[0006] В карбонатных пластах задача матричной обработки заключается в образовании новых, неповрежденных каналов потока из пласта в ствол скважины. Матричную обработку, обычно называемую матричной кислотной обработкой, в которой жидкость для воздействия на пласт представляет собой кислоту, в целом, используют для обработки призабойной зоны. При матричной кислотной обработке используемую кислоту (например, хлористоводородную кислоту для карбонатов) закачивают при достаточно низком давлении во избежание гидроразрыва пласта. При закачивании с низкой скоростью в карбонатные пласты, кислота может образовывать проницаемые каналы, которые радиально расходятся из ствола скважины. Кислоты также можно закачивать в подземный пласт с достаточно высокой скоростью для инициации гидроразрыва. В таком случае кислота неравномерно растворяет стенки трещины, так что при прекращении закачивания и смыкании трещины сохраняются проницаемые каналы в стенке.

[0007] Одна из проблем, которые зачастую встречаются при использовании кислот, особенно неорганических кислот, при повышенных температурах карбонатных пластов, заключается в том, что скорость реакции с карбонатом слишком высока вследствие отсутствия ограничения подвижности протонов. Например, HCl является весьма реакционноспособной, и при повышенных температурах (таких как 200°F (93,33°С) и выше) и/или низких скоростях закачивания растворяет поверхность быстрее, чем образует каналы. По этой причине стремятся использовать менее реакционноспособные кислотные составы. Одним из подходов является применение органических кислот, таких как муравьиная кислота и уксусная кислота. Органические кислоты имеют более высокое значение pK_a, чем HCl, но не полностью расходуются в пласте.

[0008] Используют многочисленные подходы для замедления реакции кислоты, в основном физическими способами. Например, при работе на нефтепромыслах традиционно инкапсулируют неорганическую кислоту в оболочки из полимерного геля, линейного или сшитого, или легкие масла в присутствии поверхностно-активного вещества и/или хелатообразующего агента. Каждая из указанных опций обеспечивает определенный уровень технических характеристик, но в то же время привносит некоторые нежелательные побочные эффекты.

[0009] В настоящее время кислотная обработка имеет два главных ограничения, а именно, ограниченное радиальное проникновение и сильную коррозию нагнетательных и скважинных труб. Оба эффекта связаны с более чем необходимой скоростью реакции (или скоростью расхода) неорганических кислот, таких как HCl, с карбонатной поверхностью, в частности, при повышенных температурах. Ограничения радиального проникновения обусловлены тем фактом, что как только кислота, в частности, неорганические кислоты, такие как, в качестве неограничивающего примера, HCl, поступает в пласт или ствол скважины, она мгновенно самопроизвольно взаимодействует со скелетом горной породы и/или отложениями на стволе скважины. На практике, растворение является настолько быстрым, что закачанная кислота расходуется до того, как она достигнет глубины в несколько дюймов под стволом скважины, что приводит к невозможности получения требуемой глубины трещины далеко от ствола скважины. Органические кислоты (например, муравьиную кислоту, уксусную кислоту и/или молочную кислоту и ее полимерные варианты) иногда используют для преодоления ограничений радиального проникновения, поскольку органические кислоты взаимодействуют гораздо медленнее, чем неорганические кислоты. Все чаще используют системы замедления реакции кислоты, в которых применяют такие технологии, как гелеобразование кислоты или смачивание пласта нефтью. Однако каждая из таких альтернатив связана с определенными недостатками и является несовершенным решением ограниченного радиального проникновения.

[0010] Другие ограничения, связанные с применением кислот, представляют собой: 1) очень высокую смешиваемость кислот с водой, если важна возможность нежелательной миграции жидкости, содержащей кислоту, в насыщенную водой зону; и 2) выпадение в осадок железа, особенно в кислых скважинах, в которых отложения сульфида железа, образованные в буровых каналах, трубах и/или пластах, растворяются под действием кислоты с образованием сероводорода (H₂S) и нежелательных осадков железа, таких как гидроксид железа (III) или гидроксид железа (II), которые ухудшают проницаемость пласта. Поэтому кислотные жидкости для обработки нефтяной скважины зачастую содержат добавки для минимизации осаждения железа и высвобождения H₂S, например, посредством изолирования ионов железа в растворе или восстановления ионов железа до более растворимых форм двухвалентного железа.

[0011] Технические характеристики работ по кислотному гидроразрыву можно измерять по длине трещины, эффективно обработанной кислотой. Расстояние, которое происходит реакционноспособная кислота вдоль трещины (например, глубина проникновения кислоты), зависит от скорости потока (закачивания) кислоты и скорости реакции (расхода) кислоты на поверхности горной породы. В большинстве случаев, встречающихся при кислотной обработке, скорость реакции между кислотой и породой является очень высокой, и лимитирующей стадией является массовый перенос кислоты из объема к поверхности породы.

[0012] При кислотном гидроразрыве используемую жидкость для обработки нефтяной скважины закачивают при давлении, достаточно высоком для образования трещины, предназначенной для раскрытия устойчивой сети каналов течения, которая соединяет известняковые и/или доломитовые пласты со стволом скважины. Для достижения более глубокого проникновения при кислотном гидроразрыве зачастую необходимо также замедлять реакцию кислоты при таких способах обработки. Стандартные подходы к замедлению реакции кислоты для кислотного гидроразрыва включают гелеобразование и в меньшей степени химическое вмешательство. Каждая из указанных методик привносит определенные преимущества, которые неизменно сопровождаются рядом недостатков. Например, загущенные кислоты обеспечивают умеренное замедление в температурном диапазоне от 80 до 200°F (от 26,67 до 93,33°С). Поскольку гели демонстрируют высокую вязкость и низкие потери на трение, они действуют, главным образом, как закупоривающие агенты, способствующие снижению потери флюида. Также обычной практикой является замедление реакции кислоты с помощью поверхностно-активных веществ, несмотря на достижение ограниченного замедления реакции кислоты. Однако применение только лишь поверхностно-активного вещества также вносит некоторые нежелательные эффекты. Например, оно может снимать существующее покрытие на карбонатных поверхностях и, следовательно, действовать как ускоритель. Таким образом, схемы замедления, основанные на пленках поверхностно-активных веществ, зачастую ненадежны и неэффективны. Кроме того, попытка использовать при кислотной обработке биоразлагаемые твердые предшественники кислот, такие как полимолочная кислота, оказалась неудачной вследствие объективного недостатка - очень низкой кислотности, приводящего к чрезмерным затратам и проблематичной зависимости от температурного диапазона пласта, который определяет скорость разложения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0013] Данное краткое описание сущности изобретения приведено для представления ряда понятий, которые дополнительно описаны ниже в подробном описании. Данное краткое описание не предназначено для идентификации ключевых или существенных признаков заявленного объекта изобретения, а также не предназначено для использования с целью ограничения объема заявленного объекта изобретения.

[0014] В первом аспекте настоящего изобретения многофазная водная композиция(-ии) содержит: поверхностно-активное вещество; первую фазу, содержащую воду, кислоту и водорастворимый агент, замедляющий реакцию кислоты; и вторую фазу, выбранную из группы, состоящей из несмешивающейся органической фазы, газа и их комбинаций.

[0015] В другом аспекте настоящего изобретения способ(-ы) включает обработку подземного пласта, соединенного по текучей среде со стволом скважины, жидкостью для обработки нефтяной скважины, содержащей указанную многофазную водную композицию.

[0016] В другом аспекте настоящего изобретения способ(-ы) включает: обработку подземного пласта, соединенного по текучей среде со стволом скважины, жидкостью для обработки нефтяной скважины, содержащей многофазную водную композицию, которая содержит:

поверхностно-активное вещество, включая вспенивающий агент;

первую фазу, содержащую воду, кислоту и водорастворимый агент, замедляющий реакцию кислоты; и

вторую фазу, содержащую газ, выбранный из группы, состоящей из азота, диоксида углерода, кислорода, гелия, аргона, водорода, метана или этана, или их комбинации; причем указанная многофазная водная композиция представлена в форме пены.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0017] Некоторые варианты реализации изобретения будут описаны ниже со ссылкой на прилагаемые графические материалы, в которых одинаковые цифры обозначают одинаковые элементы. Тем не менее, следует понимать, что приложенные фигуры только иллюстрируют различные варианты реализации, описанные в данном документе, и не означают ограничения объема различных технологий, описанные в данном документе, и:

[0018] На фиг. 1 представлен пример оборудования, используемого для обработки ствола скважины и/или пласта, соединенного по текучей среде со стволом скважины, в соответствии с некоторыми вариантами реализации настоящего изобретения;

[0019] На фиг. 2 представлены кривые зависимости объемов пор до проскока от скорости движения в поровом пространстве водных растворов кислот, построенные на основании испытаний, проведенных при 70°F (21,11°С), в соответствии с настоящим изобретением.

[0020] На фиг. 3 представлены кривые зависимости объемов пор до проскока от скорости движения в поровом пространстве водных растворов кислот, построенные на основании испытаний, проведенных при 200°F (93,33°С), в соответствии с настоящим изобретением;

[0021] На фиг. 4A - 4E показано растворение поверхности керновых образцов, оценку которых проводили в соответствии с настоящими изобретением; и

[0022] На фиг. 5 представлены кривые зависимости нарастания концентрации кальция от времени для некоторых испытанных водных растворов кислот, в соответствии с настоящим изобретением.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0023] Следующее описание вариантов реализации является лишь иллюстративным по своей сути и никоим образом не предназначено для ограничения объема настоящего изобретения, его применения или вариантов использования. Данное описание и примеры приведены в настоящем документе исключительно с целью иллюстрации различных вариантов реализации настоящего изобретения, и их не следует толковать как ограничение объема и применимости настоящего изобретения. Несмотря на то, что композиции согласно настоящему изобретению описаны в данном документе как содержащие определенные вещества, следует понимать, что указанные композиции могут необязательно содержать два или более химически различных веществ. Кроме того, указанная композиция также может содержать некоторые компоненты, отличные от перечисленных. В описании сущности изобретения и в данном подробном описании каждое числовое значение следует один раз читать, как модифицированное термином «примерно» (если оно уже не модифицировано таким образом в явном виде), а затем читать снова, как не модифицированное таким образом, если из контекста не следует иное. Кроме того, в описании сущности изобретения и в данном подробном описании следует понимать, что какой-либо диапазон концентраций или количеств, приведенный или описанный как подходящий, пригодный или т.п., предполагает, что все без исключения концентрации или количества в пределах указанного диапазона, включая его конечные точки, должны рассматриваться как заявленные. Например, «диапазон от 1 до 10» следует рассматривать, как означающий все без исключения числа от примерно 1 до примерно 10. Таким образом, даже если однозначно идентифицированы или конкретно упомянуты только некоторые определенные точки данных в пределах диапазона, или даже при отсутствии точек данных в пределах диапазона, следует понимать, что авторы изобретения предполагают и понимают, что все без исключения точки данных в пределах диапазона следует рассматривать как конкретизированные, и что авторы настоящего изобретения имеют в виду весь диапазон и все точки в пределах диапазона.

[0024] Если явно не указано иное, «или» относится к включающему «или», но не к исключающему «или». Например, условие А или В удовлетворяется за счет любого из следующих утверждений: А - истинно (или присутствует), а В - ложно (или не присутствует), А - ложно (или не присутствует), а В - истинно (или присутствует), и А и В вместе истинны (или присутствуют).

[0025] Кроме того, термины в единственном числе использованы для описания элементов и компонентов вариантов реализации изобретения. Это сделано лишь для удобства и для придания широкого смысла концепциям настоящего изобретения. Настоящее описание следует понимать как включающее один или по меньшей мере один, и что единственное число включает также множественное число, если не указано иное.

[0026] Терминология и фразеология, использованная в данном документе, приведена лишь для описательных целей, и ее не следует толковать как ограничение объема. Такие выражения, как «включающий», «содержащий», «имеющий» и их варианты являются широкими и включают рассматриваемый объект, указанный далее, эквиваленты и не указанный дополнительный рассматриваемый объект.

[0027] Кроме того, в данном контексте любая ссылка на «один вариант реализации изобретения» или на «вариант реализации изобретения» означает, что конкретный элемент, признак, структура или характеристика, описанная в связи с вариантом реализации изобретения, включена по меньшей мере в один вариант реализации изобретения. Появление выражения «в одном варианте реализации изобретения» в различных местах по всему описанию изобретения не обязательно предполагает ссылку на один и тот же вариант реализации изобретения.

[0028] Термины «пласт» или «подземный пласт», используемые в данном документе, следует понимать в широком смысле, и они использованы взаимозаменяемо. Пласт включает любой подземный гидравлически пористый пласт, и может включать, без ограничения, любой пласт, содержащий или обеспечивающий нефть, газ, конденсат, смешанные углеводороды, парафин, кероген, воду и/или CO₂. Пласт может быть соединен по текучей среде со стволом скважины, который может представлять собой нагнетательную скважину, эксплуатационную скважину и/или шахту-хранилище флюидов. Ствол скважины может проходить через пласт вертикально, горизонтально, под углом или в комбинации указанных направлений. Пласт может содержать любую геологическую породу, включая по меньшей мере песчаник, известняк, доломит, сланец, нефтеносный песок и/или рыхлую породу. Ствол скважины может представлять собой отдельный ствол скважины и/или часть группы скважины, направленных наклонно от нескольких близко расположенных поверхностных скважин (например, недалеко от куста или буровой установки), или одну первоначальную скважину, которая разделяется на несколько скважин под поверхностью.

[0029] Термин «нефтепромысловая жидкость для обработки нефтяной скважины» в данном контексте следует понимать в широком смысле. В некоторых вариантах реализации нефтепромысловая жидкость для обработки нефтяной скважины включает любую жидкость, используемую на нефтепромысле, включая газовую, нефтяную, геотермальную или нагнетательную скважину. В некоторых вариантах реализации нефтепромысловая жидкость для обработки нефтяной скважины включает любую жидкость, используемую в любом пласте или в любой скважине, описанной в данном документе. В некоторых вариантах реализации нефтепромысловая жидкость для обработки нефтяной скважины включает жидкость для матричной кислотной обработки, жидкость для очистки скважины, травильную жидкость, травильную жидкость для очистки призабойной закупорки, поверхностно-активную жидкость для нефтяной скважины, незагущенную жидкость для гидроразрыва (например, жидкость для гидроразрыва на водной основе) и/или любую другую жидкость, не противоречащую жидкостям, описанным в настоящем документе. Нефтепромысловая жидкость для обработки нефтяной скважины может содержать добавку любого типа, известного в данной области техники, которые не перечислены в настоящем документе для ясности настоящего изобретения, но которые могут включать по меньшей мере агенты для снижения трения, ингибиторы, поверхностно-активные вещества и/или смачивающие агенты, агенты для избирательной закупорки, материалы в виде частиц, замедлители реакции кислоты (за исключением тех, которые предложены в настоящем документе), органические кислоты, хелатообразующие агенты, вспенивающие агенты (например, CO₂ или N₂), газообразующие агенты, растворители, эмульгаторы, агенты для регуляции обратного притока, смолы, деэмульгаторы и/или неполисахаридные агенты для повышения вязкости.

[0030] Термин «насос высокого давления» в данном контексте следует понимать в широком смысле. В некоторых вариантах реализации насос высокого давления включает поршневой насос прямого вытеснения, который обеспечивает скорость перекачивания, подходящую для нефтепромысла, например, по меньшей мере 0,5 баррелей в минуту (bpm), хотя данный конкретный пример не является ограничивающим. Насос высокого давления включает насос, способный перекачивать жидкости с давлением, подходящим для нефтепромысла, включая по меньшей мере 500 psi, по меньшей мере 1000 psi, по меньшей мере 2000 psi, по меньшей мере 5000 psi, по меньшей мере 10000 psi, до 15000 psi и/или даже более высокие давления. Насосы, подходящие для нефтепромыслового цементирования, матричной кислотной обработки и/или гидравлического разрыва, доступны как насосы высокого давления, хотя можно использовать другие насосы.

[0031] Термин «обрабатывающая концентрация» в данном контексте следует понимать в широком смысле. Обрабатывающая концентрация в контексте концентрации HCl представляет собой конечную концентрацию жидкости до введения жидкости в ствол скважины и/или пласт для проведения обработки, и может представлять собой любую концентрацию, необходимую для обеспечения достаточной кислотной функции. Обрабатывающая концентрация может быть концентрацией смеси, доступной из HCl-содержащей жидкости на буровой площадке или в другом месте, откуда подают указанную жидкость. Обрабатывающая концентрация может быть модифицирована посредством разбавления до обработки и/или во время обработки. Кроме того, обрабатывающую концентрацию можно изменять посредством добавления в жидкость добавок. В некоторых вариантах реализации обрабатывающую концентрацию измеряют до введения добавок (например, в смесителе, загрузочном бункере или баке смесителя), и пренебрегают изменением концентрации после добавления добавок. В некоторых вариантах реализации обрабатывающая концентрация представляет собой концентрацию жидкой фазы или кислотной фазы части готовой жидкости, например, если жидкость представляет собой вспененную или эмульгированную жидкость.

[0032] Многофазные водные композиции, описанные ниже и подходящие в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют замедленную реакцию кислоты, что способствует увеличению глубины трещины и/или кислотной обработке скелета породы. Многофазная водная композиция может содержать, состоять из или состоять по существу из: поверхностно-активного вещества; первой фазы, содержащей воду, кислоту и водорастворимый агент, замедляющий реакцию кислоты; и второй фазы, выбранной из группы, состоящей из несмешивающейся органической фазы, газа и их комбинаций.

[0033] Кислота в первой фазе может быть выбрана из группы, состоящей из хлористоводородной кислоты (HCl), азотной кислоты, фосфорной кислоты, серной кислоты, фтористоводородной кислоты, бромистоводородной кислоты, перхлорной кислоты, йодоводорода, алкансульфоновых кислот, арилсульфоновых кислот, уксусной кислоты, муравьиной кислоты, алкилкарбоновых кислот, акриловой кислоты, молочной кислоты, гликолевой кислоты, малоновой кислоты, фумаровой кислоты, лимонной кислоты, винной кислоты или их производных, а также их смесей. Обычно кислоту транспортируют к буровой площадке. В соответствии с некоторыми вариантами реализации изобретения, кислота содержится в многофазных водных композициях в количестве до примерно 36 мас. %, или от примерно 7,5 до примерно 36 мас. %, или от примерно 7,5 до примерно 28 мас. %, или от примерно 7,5 до примерно 20 мас. % от общей массы композиции. В некоторых других вариантах реализации кислота содержится в многофазных водных композициях в количестве по меньшей мере примерно 37 мас. %.

[0034] В некоторых вариантах реализации кислота, которая, как показано, особенно подходит для многофазной водной композиции(-ий) согласно настоящему изобретению, представляет собой хлористоводородную кислоту. В некоторых других вариантах реализации многофазная водная композиция может содержать некоторое количество фтористоводородной кислоты (HF). HF участвует в реакциях, отличных от HCl, и подходит в некоторых применениях для усиления активности образующегося многофазного водного раствора. Например, HF используют для очистки пластов песчаника, где применение только лишь HCl неэффективно для удаления некоторых типов закупорки пласта. Полагают, что предложенный многофазный водный раствор с HF будет иметь действие, подобное действию, наблюдаемому с HCl. Соответственно, многофазные растворы могут быть составлены с гораздо более высоким общим содержанием кислоты, чем современные доступные составы. В другом варианте реализации HF содержится в многофазной водной композиции в количестве по меньшей мере 0,25% по массе. HF может присутствовать в дополнение к определенному количеству HCl, и/или в качестве замены некоторого количества HCl.

Водорастворимый агент, замедляющий реакцию кислоты, находит применение при сдерживании скорости, с которой кислотный раствор взаимодействует с карбонатным минералом или другими поверхностями внутри пласта. Таким образом, водорастворимый агент, замедляющий реакцию кислоты, может замедлять реакцию кислоты в отношении карбонатных минеральных поверхностей, без ущерба для кислотности. Такое сдерживание применимо в контексте стимулированной или повышенной добычи из подземных пластов, содержащих углеводороды, пар, геотермальные рассолы и другие ценные материалы, известные в данной области техники. Замедление скорости реакции может обеспечивать более глубокое проникновение кислоты в подземные пласты, чем в случае обычной кислоты, что приводит к увеличению проницаемости и продуктивности пласта. Водорастворимые агенты, замедляющие реакцию кислоты, в данном контексте включают любой водорастворимый материал, который снижает активность кислоты по механизму, отличному от простого разбавления. Водорастворимые агенты, замедляющие реакцию, в первой фазе могут быть выбраны из группы, состоящей из соли, мочевины или одного из ее производных, альфа-аминокислоты, бета-аминокислоты, гамма-аминокислоты, спирта, содержащего от одного до пяти атомов углерода, поверхностно-активного вещества, имеющего структуру в соответствии с формулой I, и их комбинаций:

Формула I

[0035] где R₁ представляет собой углеводородную группу, которая может быть разветвленной или неразветвленной, ароматической, алифатической или олефиновой и содержит от примерно 1 до примерно 26 атомов углерода, и может содержать амин; R₂ представляет собой атом водорода или алкильную группу, содержащую от 1 до примерно 4 атомов углерода; R₃ представляет собой углеводородную группу, содержащую от 1 до примерно 5 атомов углерода; и Y представляет собой электроноакцепторную группу.

[0036] Такая соль(-и) может содержать: i) катион, выбранный из группы, состоящей из лития, натрия, калия, рубидия, цезия, бериллия, магния, кальция, стронция, бария, скандия, иттрия, титана, циркония, гафния, ванадия, ниобия, тантала, хрома, молибдена, вольфрама, марганца, технеция, рения, железа, рутения, осмия, кобальта, родия, иридия, никеля, палладия, платины, меди, серебра, золота, цинка, кадмия, ртути, бора, алюминия, галлия, индия, таллия, олова, аммония, алкиламмония, диалкиламмония, триалкиламмония и тетраалкиламмония, и их комбинации; и

ii) анион, выбранный из группы, состоящей из фторида, хлорида, бромида, йодида, сульфата, бисульфата, сульфита, бисульфита, нитрата, алкансульфонатов, арилсульфонатов, ацетата, формиата, и их комбинации.

[0037] Количество водорастворимого агента(-ов), замедляющего реакцию кислоты, в указанной композиции может быть любой концентрацией, необходимой для обеспечения достаточной функции замедления реакции кислоты. В соответствии с предложенными вариантами реализации, водорастворимый агент(-ы), замедляющий реакцию кислоты, добавляют в первую фазу многофазной водной композиции в количестве до его предела растворимости в первой фазе. В соответствии с некоторыми вариантами реализации, водорастворимый агент, замедляющий реакцию кислоты, содержится в многофазных водных композициях в количестве до примерно 40 мас. %, от примерно 1 до примерно 40 мас. %, от примерно 5 до примерно 35 мас. % или от примерно 5 до примерно 20 мас. % от общей массы многофазной водной композиции.

[0038] В некоторых вариантах реализации первая фаза многофазной водной композиции может содержать HCl в качестве кислоты в массовой концентрации, превышающей 37% от общей массы композиции. Водорастворимый агент, замедляющий реакцию кислоты, присутствующий в некоторых многофазных водных композициях, применимых в соответствии с настоящим изобретением, обеспечивает возможность содержания HCl в концентрации более 37%, которая, как известно, является пределом растворимости HCl при атмосферном давлении. Такие водорастворимые агенты, замедляющие реакцию кислоты, включают по меньшей мере одно солевое соединение и мочевину или производное мочевины. При концентрации выше 37% выделение газообразного HCl из раствора обычно препятствует дальнейшему повышению содержания HCl. В одном или более вариантах реализации массовая доля HCl в многофазном водном растворе может достигать 45,7 мас. %.

[0039] Не ограничиваясь какой-либо конкретной теорией, авторы настоящего изобретения предполагают механизмы, которые подавляют активность кислоты. Первый включает разрушение сети водородных связей в воде. В механизме переноса протонов Гротгуса протоны движутся в воде не посредством броуновского движения, а посредством переноса заряда через перемещающиеся водородные связи. Известно, что растворенные вещества нарушают механизм Гротгуса, взаимодействуя с водой и не давая протонам свободно ассоциироваться. Это замедляет перенос протонов к стенке канала в процессе матричной кислотной обработки. Введение растворенных веществ, таких как водорастворимый агент(-ы), замедляющий реакцию кислоты, также имеет второй подобный эффект, просто заменяя воду. Недостаток молекул воды вытесняет жидкость и ограничивает диффузию протонов.

[0040] Второй механизм включает диссоциацию кислот в растворе. Как уже упомянуто, органические кислоты имеют более высокие значения pK_a, чем HCl, в результате чего протоны указанных кислот менее доступны для взаимодействия. В некоторых аспектах настоящего изобретения используют соединения, которые понижают поляризуемость (характеризующеюся диэлектрической постоянной) воды и тем самым снижают протонную диссоциацию кислот. Полагают, что вещества, растворенные в воде, могут изменять активность кислот в воде по одному или обоим указанным механизмам.

[0041] Параметр, который количественно описывает замедление реакции кислоты, представляет собой фактор замедления. Как описано в настоящем документе, фактор замедления показывает соотношение видимых скоростей поверхностной реакции. В соответствии с предложенными вариантами реализации, фактор замедления многофазной водной композиции выше или равен фактору замедления второго раствора кислоты с такой же концентрацией, как концентрация кислоты в многофазной водной композиции без водорастворимого агента, замедляющего реакцию кислоты. Например, в различных вариантах реализации многофазная водная композиция может демонстрировать фактор замедления реакции кислоты более или ровно примерно 3, по меньшей мере примерно 5, или по меньшей мере примерно 11 при температуре примерно 70°F (21,11°С). При температуре примерно 200°F (93,33°C) указанная композиция может демонстрировать фактор замедления реакции кислоты более или ровно примерно 3, более или ровно примерно 5, или даже более или ровно примерно 7.

[0042] Вода может содержаться в первой фазе многофазной водной композиции в количестве, достаточном для растворения кислоты и водорастворимого агента, замедляющего реакцию кислоты. В соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения, концентрация воды, входящей в многофазную водную композицию, может составлять более 0 мас. % и менее или ровно 80 мас. % от общей массы многофазной водной композиции. В различных вариантах реализации концентрация воды может составлять менее 60 мас. %, или менее 40 мас. %, или менее 20 мас. %, и ровно или более 8 мас. %, или ровно или более 10 мас. %, или менее 8 мас. % от общей массы многофазной водной композиции.

[0043] В соответствии с некоторыми вариантами реализации, определенное количество воды смешивают с водорастворимым агентом, замедляющим реакцию кислоты, причем количество воды от 0,3 до 5 раз превышает массу водорастворимого агента, замедляющего реакцию кислоты, причем любой нижний предел может составлять 0,35, 0,4 или 0,45, и любой верхний предел может составлять 1,0 1,2, 1,25, и любой нижний предел можно комбинировать с любым верхним пределом. Указанный способ дополнительно включает растворение определенного количества кислоты в совокупном количестве воды и водорастворимого агента, замедляющего реакцию кислоты, в первой фазе. Кислоту, такую как HCl, можно добавлять любым способом, таким как пропускание газообразного HCl через раствор. Растворение HCl может происходить после растворения водорастворимого агента, замедляющего реакцию кислоты, одновременно с растворением водорастворимого агента, замедляющего реакцию кислоты, или по меньшей мере частично до растворения водорастворимого агента, замедляющего реакцию кислоты. Количество газообразного HCl представляет собой молярное отношение, которое от 4,0 до 0,5 раз превышает количество водорастворимого агента, замедляющего реакцию кислоты. В другом варианте реализации указанный способ включает растворение по меньшей мере части водорастворимого агента, замедляющего реакцию кислоты, в воде во время растворения HCl в смеси воды и водорастворимого агента, замедляющего реакцию кислоты. Иллюстративные приемы включают начало растворения HCl и добавление водорастворимого агента, замедляющего реакцию кислоты, в виде твердого вещества или раствора, обеспечение части водорастворимого агента, замедляющего реакцию кислоты, в виде раствора, а другой части водорастворимого агента, замедляющего реакцию кислоты, в виде твердого вещества, и/или обеспечение водорастворимого агента, замедляющего реакцию кислоту, в виде твердого вещества в воде и растворение HCl в воде с одновременным растворением водорастворимого агента, замедляющего реакцию кислоты.

[0044] В соответствии с некоторыми вариантами реализации, газ может быть выбран из группы, состоящей из азота, диоксида углерода, кислорода, гелия, аргона, водорода, метана или этана, или их комбинации. В соответствии с некоторыми вариантами реализации несмешивающаяся органическая фаза может быть любым органическим веществом, по меньшей мере частично не смешивающимся с водой. Несмешивающаяся органическая фаза может быть выбрана из группы, состоящей из алканов, циклоалканов, ароматических соединений, гетероароматических соединений и их комбинаций.

[0045] Вспенивающий агент может быть выбран из группы, состоящей из этоксилированного неионогенного поверхностно-активного вещества, катионного поверхностно-активного вещества, анионного поверхностно-активного вещества, цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества и их комбинаций.

[0046] В соответствии с некоторыми вариантами реализации, многофазная водная композиция может быть в форме пены. В таких вариантах реализации и в других вариантах реализации поверхностно-активное вещество может представлять собой вспенивающий агент, а вторая фаза может содержать газ.

[0047] В соответствии с некоторыми вариантами реализации, вторая фаза содержит несмешивающуюся органическую фазу, и многофазная водная композиция может быть в форме эмульсии, в которой первая фаза является непрерывной фазой, а вторая фаза является дисперсной фазой, и стабилизирована поверхностно-активным веществом, и упоминается как эмульсия типа «масло в кислоте» (O/A). В таких вариантах реализации поверхностно-активное вещество может представлять собой этоксилированное неионогенное поверхностно-активное вещество структуры RO(CH₂CH₂O)_nH, где R может представлять собой любую алкильную группу, содержащую от 6 до 18 атомов углерода, и 1≤n≤10. Многофазную водную композицию в форме эмульсии O/A можно закачивать через ствол скважины и в подземный карбонатсодержащий пласт со скоростью, при которой пласт не подвергается гидроразрыву. В соответствии с некоторыми вариантами реализации, пласт содержит нефтяные залежи, потенциально с осажденными парафинами или асфальтенами, которые вызывают закупорку пласта. Многофазная водная композиция в форме эмульсии O/A может осуществлять две функции при поступлении в рассматриваемый пласт. Она создает проницаемые каналы большей длины, чем не замедленная кислота при матричной кислотной обработке. Кроме того, внутренняя масляная фаза растворяет органическую закупорку, также увеличивая добычу.

[0048] В соответствии с некоторыми вариантами реализации, вторая фаза содержит несмешивающуюся органическую фазу, и многофазная водная композиция может быть в форме эмульсии, в которой вторая фаза является непрерывной фазой, а первая фаза является дисперсной фазой, и стабилизирована поверхностно-активным веществом, и упоминается как эмульсия типа «кислота в масле» (A/O). В таких вариантах реализации поверхностно-активное вещество может представлять собой катионное поверхностно-активное вещество структуры [RNXYZ]⁺ A^-, где R представляет собой алкильную цепь, содержащую от 10 до 18 атомов углерода. X, Y и Z выбраны из группы, состоящей из метила, этила, гидроксиэтила или бензила. X, Y и Z могут быть одинаковыми или различными. A представляет собой анион, выбранный из группы, состоящей из фторида, хлорида, бромида, йодида, ацетата, сульфата, алкилсульфоната или арилсульфоната. Многофазную водную композицию в форме эмульсии A/O можно закачивать через ствол скважины и в подземный карбонатсодержащий пласт со скоростью, при которой не создается давление, достаточное для гидроразрыва пласта. При поступлении эмульгированной кислоты в пласт образуются проницаемые каналы, которые радиально расходятся из ствола скважины. При нормировании к объему обрабатывающей жидкости, каналы, образованные эмульгированными кислотами и кислотами с водорастворимыми агентами замедления, расходятся дальше, чем каналы, образованные простой кислотой. Предположительно, комбинация указанных двух химических составов будет еще больше улучшать проницаемость каналов.

[0049] В соответствии с некоторыми вариантами реализации, многофазную водную композицию в форме эмульсии A/O можно закачивать в карбонатный пласт со скоростью, которая является достаточно высокой для создания трещин в пласте. Эмульгированная кислота поступает в такую трещину, увеличивая ее длину и высоту, одновременно растворяя проницаемые каналы, которые образуют пути течения от удаленных частей пласта в ствол скважины. Эмульсия A/O предотвращает утечку кислоты в пласт, что означает, что на поверхности трещины будет расходоваться большее количество кислоты. Водорастворимый замедляющий агент замедляет реакцию HCl с поверхностью трещины и создает более длинные каналы в трещине.

[0050] В соответствии с некоторыми вариантами реализации, указанный способ(-ы) может включать, состоять из или состоять по существу из обеспечения многофазных водных композиций, описанных в данном документе, и обработки пласта, соединенного по текучей среде со стволом скважины, нефтепромысловой жидкостью для обработки нефтяной скважины, содержащей указанную многофазную водную композицию.

[0051] В соответствии с некоторыми вариантами реализации, многофазная водная композиция может быть в форме пены, полученной посредством: введения кислоты, водорастворимого замедляющего агента и вспенивающего агента в карбонатный пласт, взаимодействия кислоты с карбонатным пластом, образования диоксида углерода, поступления диоксида углерода во вспенивающий агент многофазной водной композиции, создания пены низкой плотности, которая способствует подъему отработанной (со сниженным содержанием кислоты) многофазной водной композиции из пласта скважины и возврату скважины в эксплуатацию. Кроме того, если пласт уже содержит газы, такие как низкомолекулярные углеводороды (метан, этан, пропан и т.д.), сероводород или диоксид углерода, они также могут образовывать часть пены.

[0052] В соответствии с некоторыми вариантами реализации, указанный способ(-ы) может включать, состоять из или состоять по существу из обработки пласта, соединенного по текучей среде со стволом скважины, нефтепромысловой жидкостью для обработки нефтяной скважины, содержащей многофазную водную композицию(-ии) в форме пены, как описано в вариантах реализации настоящего изобретения, в которой поверхностно-активное вещество содержит вспенивающий агент, а вторая фаза содержит газ. При достаточно высоких скоростях закачивания для гидроразрыва пласта, многофазная водная композиция в форме пены может поступать в трещину, но в пористую среду, образующую стенки трещины, поступает немного жидкости в такой пене. Скорость реакции кислоты также замедлена, и в сочетании с меньшими потерями в пласте, это приводит к образованию стимулированной зоны, простирающейся далеко за пределы ствола скважины.

[0053] В соответствии с некоторыми вариантами реализации, многофазную водную композицию в форме пены можно использовать для отвода флюидов из высокопроницаемой зоны в низкопроницаемую зону залежи. Многофазная водная композиция в форме пены может создавать большой перепад давления вследствие многофазного потока в пористой среде. Чрезмерное повышение давления в стволе скважины способствует отклонению кислоты в низкопроницаемые зоны. В некоторых вариантах реализации закачивание многофазной водной композиции в форме пены при давлении ниже давления гидроразрыва пласта обеспечивает возможность поступления многофазной водной композиции в форме пены в пласт и проникновения в залежь на большее расстояние, чем в случае стандартной кислотной обработки. Повышение давления способствует отклонению части многофазной водной композиции в форме пены в низкопроницаемую зону. Такая обработка обеспечивает более глубокое проникновение кислоты в низкопроницаемых и высокопроницаемых зонах, по сравнению с обычной кислотной обработкой.

[0054] В некоторых вариантах реализации многофазную водную композицию в форме пены также можно получать посредством: i) введения поверхностно-активного вещества и первой фазы в пласт, и ii) отдельного введения газа в пласта для приведения его в контакт с поверхностно-активным веществом и первой фазой с достаточной энергией для образования многофазной водной композиции в форме пены.

[0055] Кроме того, в объем настоящего изобретения входит также то, что многофазные водные композиции можно комбинировать с одной или более другими добавками, известными специалистам в данной области техники, такими как, но не ограничиваясь ими, ингибиторы коррозии, ингибиторы солевых отложений, вспенивающие агенты, поглотители сероводорода, восстановительные агенты и/или хелатообразующие агенты, и т.п.

[0056] Ингибитор коррозии обычно поставляют в жидкой форме и смешивают с другими компонентами жидкости для обработки нефтяной скважины на поверхности, а затем закачивают в пласт. Система ингибиторов коррозии содержится в жидкости для обработки нефтяной скважины в количестве от примерно 0,2% до примерно 5% или от примерно 0,2% до примерно 3% от общей массы жидкости для обработки нефтяной скважины. Ингибитор коррозии, используемый вместе с жидкостями согласно настоящему изобретению, включает замещенный алкилом, алкенилом, алициклическим или ароматическим фрагментом алифатический кетон, который включает алкенилфеноны, или алифатический или ароматический альдегид, который включает альфа или бета-ненасыщенные альдегиды, или их комбинации. В некоторых применениях также можно использовать алкильные, алициклические или ароматические феноны и ароматические альдегидные соединения. Также можно использовать другие ненасыщенные кетоны или ненасыщенные альдегиды. Также можно использовать алкинолфенон, ароматические и ацетиленовые спирты и четвертичные аммониевые соединения, и их смеси. Их можно диспергировать в подходящем растворителе, таком как спирт, который может дополнительно содержать диспергирующий агент и другие добавки.

[0057] Хелатообразующие агенты представляют собой вещества, которые используют, помимо прочего, для регулирования нежелательных реакций ионов металлов. В нефтепромысловых химических составах для обработки нефтяной скважины хелатообразующие агенты зачастую добавляют в кислоты для матричной интенсификации для предотвращения осаждения твердых веществ (борьбы с металлами), по мере расходования кислот в обрабатываемом пласте. Указанные осадки включают гидроксид железа и сульфид железа. Кроме того, хелатообразующие агенты используют в качестве компонентов многих составов для удаления/предотвращения образования отложений. Можно использовать два разных типа хелатообразующих агентов: поликарбоновые кислоты (включая аминокарбоновые кислоты и полиаминополикарбоновые кислоты) и фосфонаты. Поверхностно неактивные, содержащие замещенный аммоний производные аминокислот могут действовать в качестве хелатообразующих агентов при содержании в жидкости для обработки нефтяной скважины в количестве от примерно 0,05% до примерно 10% или от примерно 1 мас. % до примерно 5 мас. % от общей массы обрабатывающей жидкости.

[0058] Некоторые варианты реализации настоящего изобретения представляют собой способы обработки пласта, через который проходит ствол скважины. Указанные способы включают подачу нефтепромысловой жидкости для обработки нефтяной скважины, содержащей многофазную водную композицию(-ии), описанную в настоящем документе, в насос высокого давления и эксплуатацию насоса высокого давления для обработки по меньшей мере одного ствола скважины и пласта, соединенного по текучей среде с указанным стволом скважины. Эксплуатация насоса может включать по меньшей мере одно из (i) закачивания нефтепромысловой жидкости для обработки нефтяной скважины в пласт с матричной скоростью; (ii) закачивания нефтепромысловой жидкости для обработки нефтяной скважины в пласт при давлении, равном давлению гидроразрыва пласта; и (iii) приведения в контакт по меньшей мере одного из ствола скважины и пласта с нефтепромысловой жидкостью для обработки нефтяной скважины.

[0059] На фиг. 1, показано, что систему 100 используют для обработки ствола 106 скважины и/или пласта 108, соединенного по текучей среде со стволом 106 скважины. Пласт 108 может быть пластом любого типа с температурой на забое до примерно 204°С (400°F). В различных вариантах реализации температура составляет по меньшей мере 38°С (100°F). Температура также может составлять от примерно 38°С до примерно 204°С. Ствол 106 скважины изображен как вертикальный, обсаженный и зацементированный ствол 106 скважины, имеющий перфорации, обеспечивающие сообщение по текучей среде между пластом 108 и внутренней частью ствола 106 скважины. Однако конкретные особенности ствола 106 скважины не являются ограничивающими, и данный пример представляет собой иллюстративный случай системы 100 для осуществления указанного способа.

[0060] Система 100 содержит насос 104 высокого давления, имеющий источник многофазной водной композиции 102, описанной в настоящем документе. Насос 104 высокого давления соединен по текучей среде со стволом 106 скважины, в данном случае трубопроводом 120 высокого давления. Иллюстративная система 100 содержит трубопровод 126 в стволе 106 скважины. Трубопровод 126 является необязательным и неограничивающим. В различных вариантах реализации трубопровод 106 может отсутствовать, может присутствовать установка гибких труб (не показана), и/или насос 104 высокого давления может быть соединен по текучей среде с обсадной колонной или затрубным пространством 128. Трубопровод или обсадная колонна могут быть изготовлены из стали.

[0061] Некоторые добавки (не показаны) можно добавлять в многофазную водную композицию 102 с получением нефтепромысловой жидкости для обработки нефтяной скважины или в виде ее части. Добавки можно добавлять через смеситель (не показан), через смесительный бак насоса 104 высокого давления и/или любым другим способом. В одном или более вариантах реализации вторая жидкость 110 может представлять собой жидкость для разбавления, а многофазная водная композиция 102, соединенная с некоторым количеством второй жидкости 110, может образовывать нефтепромысловую жидкость для обработки нефтяной скважины. Жидкость для разбавления может не содержать кислоту и/или может содержать кислоту в более низкой концентрации, чем многофазная водная композиция 102. Вторая жидкость 110 может дополнительно содержать любые другие материалы, которые добавляют в нефтепромысловую жидкость для обработки нефтяной скважины, включая дополнительные количества водорастворимого агента, замедляющего реакцию кислоты. В некоторых вариантах реализации раствор 112 дополнительного водорастворимого агента, замедляющего реакцию кислоты, присутствует и может быть добавлен в многофазную водную композицию 102 во время использования многофазной водной композиции 102. Раствор 112 дополнительного водорастворимого агента, замедляющего реакцию кислоты, может содержать такой же водорастворимый агент, замедляющий реакцию кислоты, или агент, отличный от многофазной водной композиции 102, и/или может содержать водорастворимый агент, замедляющий реакцию кислоты, в концентрации, отличной от многофазной водной композиции.

[0062] Насос 104 высокого давления может обрабатывать ствол 106 скважины и/или пласт 108, например, посредством введения в него жидкости, посредством закачивания жидкости в ствол 106 скважины и/или посредством закачивания жидкости в пласт 108. Иллюстративные и неограничивающие операции включают любую нефтепромысловую обработку, без ограничения. Возможные жидкостные потоки включают поток от насоса 104 высокого давления в трубу 126, в пласт 108 и/или в затрубное пространство 128. Жидкость можно рециркулировать из скважины перед ее подачей в пласт 108, например, с помощью насоса 114, установленного на обратной стороне. На фиг. 1, показано, что затрубное пространство 128 соединено по текучей среде с трубой 126. В различных вариантах реализации затрубное пространство 128 и труба 126 могут быть изолированы (например, пакером). Другой иллюстративный поток жидкости включает поток нефтепромысловой жидкости для обработки нефтяной скважины в пласт с матричной скоростью (например, со скоростью, при которой пласт может принимать поток жидкости через нормальный пористный поток) и/или со скоростью, которая создает давление, превышающее давление гидравлического разрыва. Поток жидкости в пласт может выходить из пласта и/или может выноситься из околоскважинной зоны со следующей жидкостью. Жидкость, текущую в пласт, можно направлять в резервуар или емкость (не показано), обратно в приемник для жидкости, готовить для обработки и/или использовать любым другим способом, известным в данной области техники. Кислоту, оставшуюся в возвратной жидкости, можно извлекать или нейтрализовать.

[0063] Другой иллюстративный поток жидкости содержит многофазную водную композицию 102, содержащую кислоту и водорастворимый агент, замедляющий реакцию кислоты. Указанный иллюстративный поток жидкости содержит второй водный раствор 116, содержащий водорастворимый агент, замедляющий реакцию кислоты. Поток жидкости последовательно включает первый насос 104 высокого давления и второй насос 118 высокого давления, обрабатывающий пласт 108. Как показано на фиг. 1, второй насос 118 высокого давления соединен по текучей среде с трубой 126 через вторую линию 122 высокого давления. Устройство распределения жидкости является необязательным и неограничивающим. В одном варианте реализации один насос может обеспечивать доставку и многофазного водного раствора 102, и второго водного раствора 116. В другом примере многофазный водный раствор 102 или второй водный раствор 116 может быть доставлен первым, и один или более из растворов 102, 116 могут быть доставлены в несколько стадий, возможно включая некоторые стадии, на которых растворы 102, 116 смешивают.

[0064] Следующие примеры представлены для дополнительной иллюстрации получения и свойств жидкостей для обработки нефтяной скважины согласно настоящему изобретению, и их не следует толковать как ограничение объема настоящего изобретения, если иное в явном виде не указано в прилагаемой формуле изобретения.

ПРИМЕРЫ

[0065] Получали эмульсии из водной фазы, содержащей хлористоводородную кислоту (15% мас./об., то есть 15 г HCl/100 мл воды) и водорастворимый агент, замедляющий реакцию кислоты (19% мас./об., хлорид магния или мочевина), и органической фазы дизельного топлива. Эмульсии содержали ~70% водной фазы и ~30% органической фазы по объему. Различные поверхностно-активные вещества, подходящие для i) получения эмульсии типа «кислота в масле» (A/O), и ii) получения эмульсии типа «масло в кислоте» (O/A), добавляли в количестве 0,5% для получения и стабилизации эмульсий. В данном неограничивающем примере эмульсию A/O стабилизировали катионным поверхностно-активным веществом, а эмульсию O/A стабилизировали этоксилированным неионогенным поверхностно-активным веществом. Смеси гомогенизировали энергичным встряхиванием и оставляли стоять. Эмульсии A/O (содержащие хлорид магния или мочевину) расслаивались с образованием в верхней части ~10% по объему масла. В обоих случаях для разделения потребовалось более одного часа, что свидетельствует об очень стабильной эмульсии. Для полного разделения эмульсий O/A, содержащих хлорид магния и мочевину в водной фазе, потребовалось 22 минуты и 15 минут, соответственно.

[0066] Получали различные композиции, используя различные замедляющие агенты и HCl в качестве кислоты. Проводили ряд испытаний для оценки полученных композиций. Для полной оценки свойств полученных композиций проводили испытания в автоклаве при гидростатическом давлении до 3000 psi, с передачей тепловой энергии через баню с силиконовым маслом. Для определения фактора замедления (RF) некоторых добавок проводили испытания реакции пласта, используя различные кислотные композиции. В данных экспериментах керны известняка из штата Индиана диаметром 1 дюйм (2,54 см) и длиной 6 дюймов (15,24 см) выдерживали при всестороннем давлении ~2800 psi, чтобы по сторонам керна жидкость не образовывала каналы, и нагревали до требуемой температуры. Кислотные жидкости пропускали через керн при обратном давлении ~1200 psi, и такие условия были подходящими, чтобы кислота преимущественно образовывала каналы. Когда канал увеличивался до полной длины керна, падение давления через керн приближалось к нулю, что было показателем того, что жидкость больше не движется через пористую среду, а движется по каналу, приближенному к извилистой трубке.

[0067] Количество объемов пор жидкости, необходимое для создания каналов, зависит от скорости закачивания кислоты (u_i, фиг.2 и 3). Оптимальная скорость закачивания (u_i-opt) представляет собой скорость, при которой необходимо наименьшее количество объемов пор для прохождения канала через керн. Используя указанный подход, строили кривые зависимости объемов пор до проскока (PV_BT) от скорости движения в поровом пространстве и рассчитывали u_i-opt и RF для каждого кислотного состава (таблица 1) при 70°F (21,11°С) (фиг. 2) и 200°F (93,33°С) (фиг. 3).

Ввод Температура (°F) Замедляющий агент-добавка Концентрация замедляющего агента (% по массе) Расчетный фактор замедления (RF) 1 70 Нет - - 2 Мочевина 18,5 3,3 3 N,N'-диметил-мочевина (DMU) 27 5,8 4 MgCl₂ 19 10,9 5 200 Нет - - 6 Мочевина 18,5 1,3 7 MgCl₂ 19 3,1

Таблица 1: Факторы замедления кислотных составов

[0068] Расчетный фактор замедления рассчитывали по следующему уравнению:

[0069] Все водные жидкости, для которых проведены расчеты, содержали хлористоводородную кислоту (15% мас./об.) и ингибитор коррозии (0,6% по объему). Полученные результаты свидетельствуют о том, что соединения, разрушающие сеть водородных связей в воде и изменяющие ее диэлектрическую постоянную, могут замедлять действие кислоты в подземных пластах. В частности, хлорид магния (MgCl₂), использованный в качестве замедляющего агента, демонстрировал значительное замедление при такой же или более низкой концентрации, чем другие испытанные замедляющие агенты.

[0070] Каналы в карбонатных пластах могут приобретать различную структуру, в зависимости от скорости закачивания кислоты. При очень низких скоростях закачивания каналы совсем не образуются, поскольку растворяется только поверхность пласта. Каналы, образующиеся при низких скоростях закачивания, обычно являются широкими и коническими. Вблизи оптимальной скорости закачивания образуются узкие каналы с небольшим количеством ответвлений. При повышении скорости закачивания выше оптимальной скорости закачивания, кислота принудительно попадает в менее проницаемые зоны и образует ветвистый (с большим количеством ответвлений) канал. При очень высоких скоростях закачивания ветвистые структуры переходят в однородно растворенную породу. Сравнивая характеристики нагнетательной поверхности кернов из эксперимента с закачиванием кислоты, описанного в вышеприведенных расчетах, можно сделать прогноз характеристик каналов. В таблице 2 представлены низкие скорости закачивания кислоты, время проскока и количество объемов пор на основании выше приведенных расчетов при 200°F (93,33°С), а на фиг. 4A - 4C графически представлены фотографии поверхности керна и характеристики проскока при низких скоростях закачивания при 200°F (93,33°С).

Жидкость => 15% HCl 15% HCl+18,5% мочевины 15% HCl+19% MgCl₂ Скорость закачивания (мл/мин.) 0,2 0,3 0,2 Время проскока
(ч:мм) >3:30 >1:30 0:34 Количество объемов пор для проскока >3,4 >3 0,53

Таблица 2: Фотографии поверхности керна и характеристики проскока при низких скоростях закачивания при 200°F (93,33°С)

[0071] В испытаниях, проведенных при 200°F (93,33°С), поверхность кернов обрабатывали 15% HCl (фиг. 4A) и 15% HCl с мочевиной (фиг. 4B), и в обоих случаях наблюдали растворение 402 большого количества поверхности керна с образованием конических каналов 404. Однако в обоих случаях всестороннее давление приводило к проколу рукава, удерживающего керн, вследствие растворения слишком большого количества породы. Для жидкости из 15% HCl с MgCl₂ (фиг. 4C), входной канал был гораздо меньше, а каналы 406 выходили через противоположную поверхность точно по времени, через 34 минуты с 0,53 объема пор для проскока. Это свидетельствует о том, что при более низких скоростях закачивания кислота, активность которой замедлена с помощью MgCl₂, была эффективной. В таблице 3 представлены результаты такого же эксперимента, проведенного при 250°F (121,11°С), с такими же сопоставимыми результатами для данных и поверхностного растворения, как показано на фиг. 4D (для чистой HCl) и на фиг. 4E (для HCl с MgCl₂). Большую степень растворения 402 поверхности керна и образование конических каналов 404 наблюдали с применением только HCl, и наблюдали лишь незначительное поверхностное растворение и более узкий канал 406, образованный под действием смеси HCl и MgCl₂.

Жидкость => 15% HCl 15% HCl+19% MgCl₂ Скорость закачивания (мл/мин.) 0,4 0,4 Время проскока (ч:мм) >2:05 0:13 Количество объемов пор для проскока >4 0,34

Таблица 3: Характеристики проскока керна при низких скоростях закачивания при 250°F (121,11°С)

[0072] В другом примере проводили эксперименты с вращающимся диском для определения относительной скорости реакции кислотных растворов на поверхности. Эксперимент проводили посредством вращения мраморного или известнякового диска при температуре окружающей среды и 1250 об./мин. в кислотном составе, и периодически брали образцы раствора. Затем анализировали образцы на концентрацию кальция в зависимости от времени, в результате чего получали константу скорости растворения кальцита (CaCO₃) растворами, содержащими хлористоводородную кислоту. Уменьшение константы скорости характерно для состава с агентом, замедляющим реакцию кислоты, для которого поверхностная скорость замедлена по сравнению с чистой хлористоводородной кислотой, без какого-либо замедляющего агента. График на фиг. 5 демонстрирует более низкую скорость растворения или более низкую скорость высвобождения ионов Ca²⁺ в зависимости от времени для 15% раствора HCl, содержащего MgCl₂, по сравнению с немодифицированным 15% раствором HCl, в течение 10 минут. Результаты на фиг.5 представляют собой сравнение только 15% HCl со смесью 15% HCl с 18,7% замедляющего агента MgCl₂.

[0073] Изложенное выше описание вариантов реализации настоящего изобретения представлено для целей иллюстрации и описания. Иллюстративные варианты реализации приведены для обеспечения достаточно полного описания и передачи его объема специалистам в данной области техники. Многочисленные конкретные детали изложены выше, например, примеры конкретных компонентов, устройств и способов, для обеспечения полного понимания вариантов реализации настоящего изобретения, но они не предназначены быть исчерпывающими или ограничивающими настоящее изобретение. Следует понимать, что объем настоящего изобретения предполагает, что отдельные элементы или признаки конкретного варианта реализации, в целом, не ограничены до данного конкретного варианта реализации, но, если это применимо, являются взаимозаменяемыми и могут быть использованы в выбранном варианте реализации даже при отсутствии конкретного изображения или описания. Также они могут варьироваться многочисленными способами. Такие варианты не следует понимать как отступление от данного описания, и все такие модификации включены в объем настоящего изобретения.

[0074] Кроме того, в некоторых иллюстративных вариантах реализации отсутствует детальное описание общеизвестных способов, конструкций общеизвестных устройств и общеизвестных технологий. Кроме того, специалистам в данной области техники понятно, что в отношении конструкции, изготовления и эксплуатации устройства для достижения того, что описано в настоящем документе, могут быть иметь место изменения проекта, конструкции, условий, эрозии компонентов, например, между компонентами могут присутствовать зазоры.

[0075] Несмотря на то, что термины «первый», «второй», «третий» и т.д. могут быть использованы в настоящем документе для описания различных элементов, компонентов, областей, слоев и/или секций, указанные элементы, компоненты, области, слои и/или секции не следует ограничивать указанными терминами. Указанные термины могут быть использованы лишь для того, чтобы отличить один элемент, компонент, зону, слой или секцию от другой области, слоя или секции. Такие термины, как «первый», «второй» и другие численные термины, используемые в данном документе, не подразумевают какую-либо последовательность или порядок, если это очевидно не следует из контекста. Таким образом, «первый» элемент, компонент, область, слой или секция, описанные ниже, могут быть определены термином «второй» элемент, компонент, область, слой или секция, без отступления от идеи иллюстративных вариантов реализации.

[0076] Термины пространственного отношения, такие как «внутренний», «внешний», «внизу», «под», «нижний», «над», «верхний» и т.п. могут быть использованы в данном контексте для простоты изложения для описания взаимного положения одного элемента или характерной особенности и другого элемента(-ов) или характерной особенности(-ей), как показано на чертежах. Термины пространственного отношения могут включать различные ориентации устройства во время использования или эксплуатации в дополнение к ориентации, изображенной на чертежах. Например, если устройство на чертежах изображено в перевернутом положении, то элементы, описанные как находящиеся «под» другими элементами или характерными особенностями или «ниже» их, будут находиться «над» другими элементами или характерными особенностями. Таким образом, приведенный в качестве примера термин «ниже» может охватывать обе ориентации: выше и ниже. Устройство может быть ориентировано иначе (повернуто на 90 градусов или установлено в другие положения), а применяемые в данном документе характеристики пространственного расположения интерпретируют соответствующим образом.

[0077] Несмотря на то, что некоторые варианты реализации изобретения были подробно описаны выше, специалистам в данной области техники понятно, что возможны многочисленные модификации без существенного отступления от идей настоящего изобретения. Соответственно, такие модификации предназначены для включения в объем данного изобретения, определенный формулой изобретения.

Изобретение относится к кислотной обработке подземного продуктивного пласта. Технический результат – обеспечение увеличения глубины трещин гидравлического разрыва пласта и/или кислотной обработки скелета пород. Многофазная водная композиция для использования при обработке подземного пласта для интенсификации добычи флюидов, содержащая: поверхностно-активное вещество (ПАВ), первую фазу, содержащую воду, кислоту и водорастворимый агент, замедляющий реакцию кислоты, и вторую фазу, выбранную из группы, состоящей из несмешивающейся органической фазы, газа и их комбинаций, где указанное ПАВ представляет собой катионное поверхностно-активное вещество структуры [RNXYZ]⁺ A^-, где R представляет собой алкильную цепь, содержащую от 10 до 18 атомов углерода. X, Y и Z выбраны из метила, этила, гидроксиэтила или бензила, где X, Y и Z могут быть одинаковыми или различными; и A представляет собой анион, выбранный из группы, состоящей из фторида, хлорида, бромида, йодида, ацетата, сульфата, алкилсульфоната или арилсульфоната. Способ обработки подземного пласта для интенсификации добычи флюидов, включающий: обеспечение указанной выше многофазной водной композиции и b) обработку подземного пласта, соединенного по текучей среде со стволом скважины, жидкостью для обработки нефтяной скважины, содержащей указанную многофазную водную композицию.. Способ обработки подземного пласта для интенсификации добычи флюидов, включающий: a) обработку подземного пласта, соединенного по текучей среде со стволом скважины, жидкостью для обработки нефтяной скважины, содержащей указанную выше многофазную водную композицию, содержащую указанное ПАВ, включая вспенивающий агент, первую фазу, содержащую воду, кислоту и водорастворимый агент, замедляющий реакцию кислоты, вторую фазу, содержащую газ, выбранный из группы, состоящей из азота, диоксида углерода, кислорода, гелия, аргона, водорода, метана или этана, или их комбинации, где указанная многофазная водная композиция представлена в форме пены. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 3 табл., 9 ил.

1. Многофазная водная композиция для использования при обработке подземного пласта для интенсификации добычи флюидов, содержащая:

поверхностно-активное вещество;

первую фазу, содержащую воду, кислоту и водорастворимый агент, замедляющий реакцию кислоты; и

вторую фазу, выбранную из группы, состоящей из несмешивающейся органической фазы, газа и их комбинаций,

причем указанное поверхностно-активное вещество представляет собой катионное поверхностно-активное вещество структуры [RNXYZ]⁺ A^-, где R представляет собой алкильную цепь, содержащую от 10 до 18 атомов углерода. X, Y и Z выбраны из метила, этила, гидроксиэтила или бензила, где X, Y и Z могут быть одинаковыми или различными; и A представляет собой анион, выбранный из группы, состоящей из фторида, хлорида, бромида, йодида, ацетата, сульфата, алкилсульфоната или арилсульфоната.

2. Многофазная водная композиция по п. 1, отличающаяся тем, что кислота выбрана из группы, состоящей из хлороводорода, бромоводорода, йодоводорода, фтороводорода, серной кислоты, азотной кислоты, фосфорной кислоты, алкансульфоновых кислот, арилсульфоновых кислот, уксусной кислоты, муравьиной кислоты, алкилкарбоновых кислот, акриловой кислоты, молочной кислоты, гликолевой кислоты, малоновой кислоты, фумаровой кислоты, лимонной кислоты, винной кислоты и их комбинаций.

3. Многофазная водная композиция по п. 1, отличающаяся тем, что водорастворимый агент, замедляющий реакцию кислоты, выбран из группы, состоящей из соли, мочевины или одного из ее производных, альфа-аминокислоты, бета-аминокислоты, гамма-аминокислоты, спирта, содержащего от одного до пяти атомов углерода, поверхностно-активного вещества, имеющего структуру в соответствии с формулой I, и их комбинаций:

Формула I

где R₁ представляет собой углеводородную группу, которая может быть разветвленной или неразветвленной, ароматической, алифатической или олефиновой и содержит от примерно 1 до примерно 26 атомов углерода, и может содержать амин; R₂ представляет собой атом водорода или алкильную группу, содержащую от 1 до примерно 4 атомов углерода; R₃ представляет собой углеводородную группу, содержащую от 1 до примерно 5 атомов углерода; и Y представляет собой электроноакцепторную группу.

4. Многофазная водная композиция по п. 3, отличающаяся тем, что указанная соль содержит: i) катион, выбранный из группы, состоящей из лития, натрия, калия, рубидия, цезия, бериллия, магния, кальция, стронция, бария, скандия, иттрия, титана, циркония, гафния, ванадия, ниобия, тантала, хрома, молибдена, вольфрама, марганца, технеция, рения, железа, рутения, осмия, кобальта, родия, иридия, никеля, палладия, платины, меди, серебра, золота, цинка, кадмия, ртути, бора, алюминия, галлия, индия, таллия, олова, аммония, алкиламмония, диалкиламмония, триалкиламмония и тетраалкиламмония, и

ii) анион, выбранный из группы, состоящей из фторида, хлорида, бромида, йодида, сульфата, бисульфата, сульфита, бисульфита, нитрата, алкансульфонатов, арилсульфонатов, ацетата, формиата и их комбинации.

5. Многофазная водная композиция по п. 1, отличающаяся тем, что поверхностно-активное вещество представляет собой вспенивающий агент, а вторая фаза содержит газ.

6. Многофазная водная композиция по п. 5 в форме пены.

7. Многофазная водная композиция по п. 1, отличающаяся тем, что указанный газ выбран из группы, состоящей из азота, диоксида углерода, кислорода, гелия, аргона, водорода, метана, этана, пропана или бутана или их комбинации.

8. Многофазная водная композиция по п. 1, отличающаяся тем, что вторая фаза содержит несмешивающуюся органическую фазу.

9. Многофазная водная композиция по п. 8 в форме эмульсии, в которой первая фаза является непрерывной фазой, а вторая фаза является дисперсной фазой, и стабилизирована поверхностно-активным веществом.

10. Многофазная водная композиция по п. 9, отличающаяся тем, что указанное поверхностно-активное вещество представляет собой этоксилированное неионогенное поверхностно-активное вещество структуры RO(CH₂CH₂O)_nH, где R представляет собой алкильную группу, содержащую от 6 до 18 атомов углерода, и 1≤n≤10.

11. Многофазная водная композиция по п. 8 в форме эмульсии, в которой вторая фаза является непрерывной фазой, а первая фаза является дисперсной фазой и стабилизирована поверхностно-активным веществом.

12. Способ обработки подземного пласта для интенсификации добычи флюидов, включающий:

a) обеспечение многофазной водной композиции по пп.1-11, содержащей:

поверхностно-активное вещество;

первую фазу, содержащую воду, кислоту и водорастворимый агент, замедляющий реакцию кислоты;

вторую фазу, выбранную из группы, состоящей из несмешивающейся органической фазы, газа и их комбинаций; и

b) обработку подземного пласта, соединенного по текучей среде со стволом скважины, жидкостью для обработки нефтяной скважины, содержащей указанную многофазную водную композицию.

13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что указанная кислота выбрана из группы, состоящей из хлороводорода, бромоводорода, йодоводорода, фтороводорода, серной кислоты, азотной кислоты, фосфорной кислоты, алкансульфоновых кислот, арилсульфоновых кислот, уксусной кислоты, муравьиной кислоты, алкилкарбоновых кислот, акриловой кислоты, молочной кислоты, гликолевой кислоты, малоновой кислоты, фумаровой кислоты, лимонной кислоты, винной кислоты и их комбинаций.

14. Способ по п. 12, отличающийся тем, что указанный водорастворимый агент, замедляющий реакцию кислоты, выбран из группы, состоящей из соли, мочевины или одного из ее производных, альфа-аминокислоты, бета-аминокислоты, гамма-аминокислоты, спирта, содержащего от одного до пяти атомов углерода, поверхностно-активного вещества, имеющего структуру в соответствии с формулой I, и их комбинаций:

Формула I

где R₁ представляет собой углеводородную группу, которая может быть разветвленной или неразветвленной, ароматической, алифатической или олефиновой и содержит от примерно 1 до примерно 26 атомов углерода, и может содержать амин; R₂ представляет собой атом водорода или алкильную группу, содержащую от 1 до примерно 4 атомов углерода; R₃ представляет собой углеводородную группу, содержащую от 1 до примерно 5 атомов углерода; и Y представляет собой электроноакцепторную группу.

15. Способ по п. 14, отличающийся тем, что указанная соль содержит: i) катион, выбранный из группы, состоящей из лития, натрия, калия, рубидия, цезия, бериллия, магния, кальция, стронция, бария, скандия, иттрия, титана, циркония, гафния, ванадия, ниобия, тантала, хрома, молибдена, вольфрама, марганца, технеция, рения, железа, рутения, осмия, кобальта, родия, иридия, никеля, палладия, платины, меди, серебра, золота, цинка, кадмия, ртути, бора, алюминия, галлия, индия, таллия, олова, аммония, алкиламмония, диалкиламмония, триалкиламмония и тетраалкиламмония, и

ii) анион, выбранный из группы, состоящей из фторида, хлорида, бромида, йодида, сульфата, бисульфата, сульфита, бисульфита, нитрата, алкансульфонатов, арилсульфонатов, ацетата, формиата и их комбинации.

16. Способ по п. 12, отличающийся тем, что указанное поверхностно-активное вещество представляет собой вспенивающий агент, а вторая фаза содержит газ, причем указанный газ выбран из группы, состоящей из азота, диоксида углерода, кислорода, гелия, аргона, водорода, метана или этана, или их комбинации.

17. Способ по п. 16, отличающийся тем, что указанная многофазная водная композиция представлена в форме пены.

18. Способ по п. 12, отличающийся тем, что указанная вторая фаза содержит несмешивающуюся органическую фазу, и указанная многофазная водная композиция представлена в форме эмульсии, в которой первая фаза является непрерывной фазой, а вторая фаза является дисперсной фазой, и стабилизирована поверхностно-активным веществом.

19. Способ по п. 12, отличающийся тем, что указанная вторая фаза содержит несмешивающуюся органическую фазу, и указанная многофазная водная композиция представлена в форме эмульсии, в которой вторая фаза является непрерывной фазой, а первая фаза является дисперсной фазой, и стабилизирована поверхностно-активным веществом.

20. Способ обработки подземного пласта для интенсификации добычи флюидов, включающий:

a) обработку подземного пласта, соединенного по текучей среде со стволом скважины, жидкостью для обработки нефтяной скважины, содержащей многофазную водную композицию по пп.1-11, которая содержит:

поверхностно-активное вещество, включее вспенивающий агент;

первую фазу, содержащую воду, кислоту и водорастворимый агент, замедляющий реакцию кислоты;

вторую фазу, содержащую газ, выбранный из группы, состоящей из азота, диоксида углерода, кислорода, гелия, аргона, водорода, метана или этана или их комбинации; причем указанная многофазная водная композиция представлена в форме пены.

21. Способ по п. 20, отличающийся тем, что указанная кислота выбрана из группы, состоящей из хлороводорода, бромоводорода, йодоводорода, фтороводорода, серной кислоты, азотной кислоты, фосфорной кислоты, алкансульфоновых кислот, арилсульфоновых кислот, уксусной кислоты, муравьиной кислоты, алкилкарбоновых кислот, акриловой кислоты, молочной кислоты, гликолевой кислоты, малоновой кислоты, фумаровой кислоты, лимонной кислоты, винной кислоты и их комбинаций.

22. Способ по п. 20, отличающийся тем, что указанный водорастворимый агент, замедляющий реакцию кислоты, выбран из группы, состоящей из соли, мочевины или одного из ее производных, альфа-аминокислоты, бета-аминокислоты, гамма-аминокислоты, спирта, содержащего от одного до пяти атомов углерода, поверхностно-активного вещества, имеющего структуру в соответствии с формулой I, и их комбинаций:

Формула I

где R₁ представляет собой углеводородную группу, которая может быть разветвленной или неразветвленной, ароматической, алифатической или олефиновой и содержит от примерно 1 до примерно 26 атомов углерода, и может содержать амин; R₂ представляет собой атом водорода или алкильную группу, содержащую от 1 до примерно 4 атомов углерода; R₃ представляет собой углеводородную группу, содержащую от 1 до примерно 5 атомов углерода; и Y представляет собой электроноакцепторную группу.

23. Способ по п. 22, отличающийся тем, что указанная соль содержит: i) катион, выбранный из группы, состоящей из лития, натрия, калия, рубидия, цезия, бериллия, магния, кальция, стронция, бария, скандия, иттрия, титана, циркония, гафния, ванадия, ниобия, тантала, хрома, молибдена, вольфрама, марганца, технеция, рения, железа, рутения, осмия, кобальта, родия, иридия, никеля, палладия, платины, меди, серебра, золота, цинка, кадмия, ртути, бора, алюминия, галлия, индия, таллия, олова, аммония, алкиламмония, диалкиламмония, триалкиламмония и тетраалкиламмония, и

ii) анион, выбранный из группы, состоящей из фторида, хлорида, бромида, йодида, сульфата, бисульфата, сульфита, бисульфита, нитрата, алкансульфонатов, арилсульфонатов, ацетата, формиата и их комбинации.

24. Способ по п. 20, отличающийся тем, что указанную многофазную водную композицию получают посредством:

i) введения поверхностно-активного вещества и первой фазы в подземный пласт и

ii) отдельного введения газа в подземный пласт для приведения его в контакт с поверхностно-активным веществом и первой фазой с достаточной энергией для образования многофазной водной композиции в форме пены.