СПОСОБЫ И СОСТАВЫ ДЛЯ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН Российский патент 2021 года по МПК C09K8/524 C09K8/68 E21B43/22 

Область техники, к которой относится изобретение

[0001] Настоящее изобретение относится к способам и составам для применения в подземных работах для восстановления проницаемости ствола скважины или подземных формаций вблизи ствола скважины, которые засорены шламом или смолистыми отложениями.

Предшествующий уровень техники настоящего изобретения

[0002] Гидравлический разрыв пласта, также известный как гидроразрыв или ГРП, применяют в нефтегазовой отрасли для стимулирования добычи нефти или газа из скважины. Углеводороды, например, нефть и природный газ, могут быть получены из подземных геологических формаций, содержащих углеводороды, путем закачки в скважину флюида под давлением для создания трещин в формации или для увеличения уже существующих трещин в формации. В процедуре, известной как гидроразрыв с реагентом на водной основе с добавками для уменьшения трения, полиакриламидные полимеры обычно применяют для снижения давления закачки путем снижения сопротивления трения воды со стенками труб внутри скважины, поверхностью обсадной трубы и геологической формацией в отверстиях обсадной трубы, а также в проникающих трещинах, образованных гидроразрывом. Такие жидкости гидроразрыва имеют высокую вязкость.

[0003] Полимеры, применяемые при гидроразрыве с реагентом на водной основе с добавками для уменьшения трения, часто остаются в продуктивном пласте. Полимерный остаток может ухудшать проницаемость горной породы и затруднять извлечение воды, которую использовали для обработки гидроразрывом. Полимерный остаток также вступает в соединение с побочными смолистыми продуктами тяжелой нефти. Образовавшиеся в результате шламовые отложения на основе полимерных/смолистых остатков накапливаются в подъемной насосно-компрессорной колонне и оборудовании. Шламовые отложения могут образовывать корку вблизи ствола нагнетательной скважины, что приводит к повреждению нагнетательных скважин, потере приемистости и потере мощности после ввода скважины в эксплуатацию. Полимерные/смолистые остатки могут ухудшать проницаемость горной породы и затруднять извлечение воды, которую использовали для обработки гидроразрывом. Кроме того, остатки могут загрязнять наземное оборудование, например, оборудование для очистки от твердых частиц. Для удаления накопленных отложений требуется частая очистка, она отнимает много времени и снижает эффективность извлечения нефтепродуктов.

[0004] К стратегиям по снижению стойкости полимера относят применение окисляющих веществ, образующих свободные радикалы, с целью снижения вязкости полиакриламида в реагенте на водной основе с добавками для уменьшения трения. Однако такие подходы, как правило, были разработаны для применения в условиях высоких температур и/или в кислых средах. Многие скважины расположены в холодных климатических условиях. Реагент на водной основе с добавками для уменьшения трения обычно имеет рН от нейтрального до щелочного. Стратегии по удалению смолистых отложений из ствола скважины, как правило, опирались на механические способы, такие как повышение гидростатического давления в стволе скважины, или химические способы, основанные на солюбилизаторах или диспергаторах. Эти подходы обычно не снижают стойкость полимера. Существует неудовлетворенная потребность в способах очистки скважины, которые были бы эффективными в промысловых условиях.

Краткое раскрытие настоящего изобретения

[0005] В настоящем документе представлены способы и составы для обработки ствола скважины или подземной формации с целью сохранения проницаемости ствола скважины или формации, которые засорены шламом или смолистыми отложениями. Этот способ может предусматривать стадии введения в ствол скважины водного состава, который содержит окисляющее вещество, активатор на основе металла в хелатной форме и поверхностно-активное вещество, причем ствол скважины содержит в себе одно или несколько шламовых отложений на стволе скважины, и контактирование шламовых отложений с этим водным составом. Согласно некоторым вариантам осуществления, окисляющее вещество может быть пероксидом водорода, пероксидом карбамида, перуксусной кислотой, персульфатом натрия или персульфатом калия. Согласно некоторым вариантам осуществления активатором на основе металла в хелатной форме может быть FeEDTA, CuEDTA, FeDTPA, цитрат железа (II), цитрат железа (III), изоцитрат железа (II), аконитат железа (II), салицилат железа (II), глюконат цинка, цитрат меди, лактат железа или глюконат железа. Согласно некоторым вариантам осуществления поверхностно-активное вещество может быть этоксилированным касторовым маслом, этоксилированными жирными кислотами, D-лимоненом, сульфатами спиртов, этоксилатами спиртов, N-оксидами аминов или их сочетанием. Шламовое отложение содержит синтетический полимер и нефтяную смолу или ее побочный продукт.

Краткое описание фигур

[0006] На фиг. 1А представлен график, изображающий результаты эксперимента по анализу влияния гипохлорита натрия (NaClO) в концентрации 500 частей на миллион на вязкость геля сшитого частично гидролизованного полиакриламида. На фиг. 1В представлен график, изображающий результаты эксперимента по анализу влияния гипохлорита натрия (NaClO) в концентрации 5000 частей на миллион на вязкость геля сшитого частично гидролизованного полиакриламида.

[0007] На фиг. 2А представлен график, изображающий результаты эксперимента по анализу влияния пероксида водорода, активированного FeSO₄, в концентрации 580 частей на миллион на вязкость геля сшитого частично гидролизованного полиакриламида. На фиг. 2В представлен график, изображающий результаты эксперимента по анализу влияния пероксида водорода, активированного FeSO₄, в концентрации 5015 частей на миллион на вязкость геля сшитого частично гидролизованного полиакриламида.

[0008] На фиг. 3 представлен график, изображающий результаты эксперимента по анализу влияния снижения рН до 5,0 на влияние пероксида водорода, активированного FeSO₄, в концентрации 5015 частей на миллион на вязкость геля сшитого частично гидролизованного полиакриламида.

[0009] На фиг. 4 представлен график, изображающий результаты эксперимента по анализу влияния пероксида водорода в концентрации 1000 частей на миллион, активированного FeEDTA в концентрации 340 частей на миллион, на вязкость геля сшитого частично гидролизованного полиакриламида.

[00010] На фиг. 5 представлен график, изображающий результаты эксперимента по анализу влияния пероксида мочевины в концентрации 2000 частей на миллион, активированного FeEDTA в концентрации 1315 частей на миллион, на вязкость геля сшитого частично гидролизованного полиакриламида.

|00011] На фиг. 6 представлен график, изображающий результаты эксперимента по анализу влияния пероксида мочевины в концентрации 2000 частей на миллион, активированной FeEDTA в концентрации 130 частей на миллион, на вязкость геля сшитого частично гидролизованного полиакриламида.

[00012] На фиг. 7 представлен график, изображающий результаты эксперимента по анализу влияния пероксида водорода в концентрации 1000 частей на миллион, активированного FeEDTA в концентрации 50 частей на миллион, на вязкость реагента на водной основе с добавками для уменьшения трения.

Подробное раскрытие настоящего изобретения

[00013] Настоящее описание предпочтительных вариантов осуществления предназначено для прочтения вместе с прилагаемыми фигурами, которые следует считать частью полного письменного описания этого изобретения. Фигуры не обязательно представлены в масштабе, и для четкости и выразительности некоторые особенности изобретения могут быть представлены в увеличенном масштабе или в несколько схематичном виде. Относительные понятия в описании, такие как «горизонтальный», «вертикальный», «вверх», «вниз», «верх» и «низ», а также производные от них (например, «горизонтально», «в сторону понижения», «в сторону повышения» и пр.), следует рассматривать как относящиеся к ориентации, описанной или представленной на обсуждаемой фигуре. Эти относительные понятия использованы для удобства описания и обычно не предназначены быть требованием определенной ориентации. Термины «внутрь» в отличие от «наружу», «продольный» в отличие от «поперечный» и подобные им следует, в зависимости от конкретного случая, интерпретировать относительно друг друга или относительно продольной оси, или оси или центра вращения. Термины, касающиеся крепления, соединения и тому подобного, такие как «подключенный» или «соединенный», относятся к взаимосвязям, при которых конструкции закреплены или прикреплены друг к другу либо напрямую, либо косвенно, через промежуточные конструкции, а также имеют подвижное или жесткое соединение или взаимосвязь, если явно не описано иное. Термин «функционально связанный» означает такое крепление, соединение или подключение, которое позволяет соответствующим конструкциям работать так, как предопределено этой взаимосвязью. Когда проиллюстрировано только одно устройство, термин «устройство» обозначает также любую группу устройств, которые по отдельности или вместе выполняют набор (или множество наборов) инструкций для осуществления одного или нескольких способов, описанных в настоящем документе. Если в формуле изобретения присутствуют пункты средство-плюс-функция, они предназначены для охвата конструкций, которые описаны, предложены или стали очевидными в результате описания или изображения, для выполнения указанной функции, что предусматривает не только конструктивные эквиваленты, но также и эквивалентные конструкции.

[00014] Настоящее изобретение относится к способам и составам для обработки ствола скважины или подземной формации с целью сохранения проницаемости ствола скважины или формации, которые засорены шламом или смолистыми отложениями. Вещества для снижения вязкости полимерсодержащих флюидов, предназначенных для обработки скважины, обычно называют дезинтеграторами. Авторы изобретения обнаружили, что обработка геля сшитого частично гидролизованного полиакриламида перекисью, активированной соединением на основе металла в хелатной форме, приводит к быстрому снижению вязкости геля. Кроме того, обработка была эффективной при низких температурах (<120°F) и относительно высоком рН, характерном для реагента на водной основе с добавками для уменьшения трения. Авторы изобретения также обнаружили, что сочетание понижающих вязкость веществ с поверхностно-активными веществами эффективно солюбилизирует шлам, содержащий частично гидролизованный полиакриламид.

[00015] Способы, раскрываемые в настоящем документе, как правило, пригодны для обработки ствола скважины или формации с целью восстановления проницаемости ствола скважины, которая засорилась синтетическим полимерсодержащим шламом или смолистыми отложениями. Как правило, эти способы предусматривают снижение вязкости полимерсодержащего водного флюида для обработки скважины в подземной среде, окисление или разложение загущенного полимерного шлама и солюбилизацию нерастворимых в воде смолистых отложений. Эти способы могут предусматривать введение окисляющего вещества, хелатного активатора и поверхностно-активного вещества в полимерсодержащий водный флюид для обработки скважины с целью образования состава для обработки скважины. Концентрацию окисляющего вещества, активатора на основе металла в хелатной форме и поверхностно-активного вещества могут изменять. Независимо от конкретных концентраций окисляющего вещества, активатора на основе металла в хелатной форме и поверхностно-активного вещества в составе для обработки скважины, его вводят в подземную среду в количестве и на время, достаточные для снижения вязкости полимерсодержащего водного флюида для обработки скважины и солюбилизации смолистых отложений. Эти способы могут быть применены при выполнении гидравлического разрыва пласта с целью разложения или дефрагментирования полиакриламида и, таким образом, расщепления полиакриламидсодержащего шлама или корки, которые образовались во время эксплуатации скважины. Согласно некоторым вариантам осуществления подземная среда может быть геологической формацией, через которую проходит ствол скважины.

[00016] Даже несмотря на то, что полимеры, которые применяют при гидроразрыве с реагентом на водной основе с добавками для уменьшения трения, растворимы в воде, они могут начать осаждаться в песке или формации горных пород рядом со стволом скважины, снижая проницаемость формации. Молекулы полимера обычно слишком велики, чтобы проходить сквозь проницаемую матрицу формации. Полимерный остаток может вступать в соединение с побочными смолистыми продуктами тяжелой нефти, образуя липкое вещество, которое легко может приклеиваться к любой поверхности, с которой контактирует, включая поверхности ствола скважины и/или оборудования, которое применяют во время буровых работ. Этот полимерный остаток/смолистый шлам может также смешиваться с грунтом и твердыми частицами горной породы (включая, но не ограничиваясь, песок), образуя стойкое соединение. Предлагаемые составы могут закачивать в ствол скважины для приведения в контакт со шламовыми отложениями на поверхностях ствола скважины и буровым оборудованием, а также формациями вблизи ствола скважины. Воздействие предлагаемых составов на шламовые отложения может обеспечить растворение и диспергирование шламовых отложений в месте их нахождения.

[00017] Нефтяная смола, которая вступает в соединение с синтетическими полимерами, применяемыми при буровых работах, обычно представляет собой смесь углеводородов, например, неполярных углеводородов, асфальтенов и парафинов. Полученную смесь можно называть шламом, отложением и соединением или остатком. Коркой обычно называют такие отложения нерастворимого материала, оседающего на фильтрах или другом буровом оборудовании, которые могут значительно затруднять течение флюида. Реагент на водной основе с добавками для уменьшения трения относят к водным растворам, содержащим полимер, который снижает трение, например, акриламид. Согласно некоторым вариантам осуществления реагент на водной основе с добавками для уменьшения трения может содержать дезинтегратор.

Флюиды и полимеры для обработки скважин

[00018] При гидравлическом разрыве пласта обычно используют материал из твердых частиц, например, неорганических твердых частиц, таких как песок, кремний, кварц, диатомовая земля, причем эти частицы могут иметь или не иметь покрытие, либо гравий с тем, чтобы поддерживать трещины в раскрытом состоянии и обеспечивать улучшенную проводимость флюида через матрицу. В общем случае полимеры-модификаторы вязкости повышают способность флюида для обработки скважины удерживать частицы во взвешенном состоянии. Полимеры или сополимеры-модификаторы вязкости, применяемые во флюидах для обработки скважин, могут повышать вязкость флюида или способствовать загущенному, или вязкому, или гелеобразному, или близкому к гелеобразному состоянию водного флюида для обработки скважины.

[00019] Способы и составы, раскрываемые в настоящем документе, могут применять с полимер- или сополимер-содержащими водными флюидами для обработки скважины, которые обычно применяют при подземных работах в скважинах на нефтегазовых промыслах, например, при бурении скважин, гидроразрыве формации, для повышения продуктивности и добычи вторичными методами. Такие водные флюиды для обработки скважин обычно содержат один или несколько полимеров или сополимеров-модификаторов вязкости.

[00020] Полимеры и сополимеры-модификаторы вязкости обычно действуют как усилители вязкости (как загустители или гелеобразующие вещества). Некоторые полимеры и сополимеры могут, напротив, действовать как понизители трения в потоке. Такое повышение вязкости или снижение трения в потоке часто зависит от концентрации. Как правило, более высокие концентрации (бифункционального) полимера/сополимера-модификатора вязкости обеспечивают повышение вязкости в водном флюиде для обработки скважины, а низкие концентрации того же полимера/сополимера обеспечивают снижение трения в потоке.

[00021] Полимеры, повышающие вязкость, обычно применяют в количестве от приблизительно 0,01 до приблизительно 10 масс. % или от приблизительно 0,1 до приблизительно 5 масс. %, исходя из массы водного флюида. Флюид, повышающий вязкость в скважине, может содержать количество полимера, повышающего вязкость, достаточное для обеспечения вязкости флюида, большей, чем по меньшей мере приблизительно 20 сП, по меньшей мере приблизительно 25 сП, по меньшей мере приблизительно 30 сП, по меньшей мере приблизительно 35 сП, по меньшей мере приблизительно 40 сП, по меньшей мере приблизительно 45 сП, по меньшей мере приблизительно 50 сП, по меньшей мере приблизительно 55 сП, по меньшей мере приблизительно 60 сП, по меньшей мере приблизительно 65 сП, по меньшей мере приблизительно 70 сП, по меньшей мере приблизительно 75 сП, по меньшей мере приблизительно 80 сП, по меньшей мере приблизительно 85 сП, по меньшей мере приблизительно 90 сП, по меньшей мере приблизительно 95 сП, по меньшей мере приблизительно 100 сП или выше.

[00022] Полимер-модификатор вязкости может быть природным полимером, включая модифицированные формы природных полимеров, или синтетическим полимером, включая синтетические полимеры и сополимеры и их производные. Полимеры-модификаторы вязкости могут быть водорастворимыми в концентрациях, которые применяют в водных флюидах для обработки скважины.

[00023] Полимеры-модификаторы вязкости, которые повышают вязкость флюида, включают в себя синтетические полимеры, такие как полимеры и сополимеры, полученные из акриламида, и полимеры и сополимеры, полученные из акрилата, часто в сшитой форме. Синтетические полимеры, применяемые при гидроразрыве с реагентом на водной основе с добавками для уменьшения трения, включают в себя полиакриламид, полимеры, содержащие мономер акриламида, и продукты их реакции, такие как частично гидролизованный акриламид или алкоксилированный акриламид. Молекулярная масса этих полимеров составляет от приблизительно 500000 до приблизительно 10000000 или больше.

[00024] Полимеры, полученные из акриламида, могут включать в себя, например, полиакриламид, сополимеры акриламида с акрилатом (акриловой кислотой), сополимеры метакриламида с акриловой кислотой, сополимеры частично гидролизованного полиакриламида (РНРА), частично гидролизованные полиметакриламиды и сополимеры акриламидометилпропансульфоната (AMPS). Сшитые полимеры на основе акриламида, повышающие вязкость, описаны в патенте США №4995461 (автор Sydansk, компания Marathon Oil) и патенте США №5268112 (автор Hutchins и др., компания Union Oil of California).

[00025] К другим полимерам, повышающим вязкость, относят природные и синтетические водорастворимые полисахариды, в том числе, гуар и его производные, такие как гидроксипропилгуар и карбоксиметилгидроксипропилгуар; ксантан и производные ксантана; альгинаты и их производные; каррагинан; полимеры на основе целлюлозы и ее производных, такие как гидроксиэтилцеллюлоза, гидроксипропилцеллюлоза и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза; и другие биополимеры или синтетические полимеры или сополимеры, которые способны образовывать гели или повышать вязкость, и любое их сочетание.

[00026] Полимеры могут быть либо линейными (не сшитыми), либо сшитыми, например, при помощи сшивающих веществ, таких как борат, или цирконат, или титанат в случае полисахаридов типа гуара, или других известных сшивателей в случае синтетических полимеров и сополимеров типа полимеров и сополимеров, полученных из акриламида.

[00027] Сшитые полимеры, такие как сшитый гидроксипропилгуар (HPG), обеспечивают преимущество высокой вязкости флюида при более низких расходах по сравнению с несшитыми или линейными полимерами/сополимерами. Такие сшитые полимеры могут обеспечить вязкостные характеристики флюида даже при высоких температурах флюида, и обычно они превосходят линейные полимеры или сополимеры в способности удерживать проппант во взвешенном состоянии.

[00028] Действие полимеров и сополимеров может также снижать трение в потоке, снижать турбулентность потока или улучшать характеристики потока водного флюида для обработки скважины. Такие полимеры применяют в количествах, которые обеспечивают снижение трения в потоке водного флюида. Текучие полимеры обычно применяют в относительно небольших количествах от приблизительно 0,01 до приблизительно 1 масс. % или от приблизительно 0,05 до приблизительно 0,5 масс. %, исходя из массы водного флюида. Скважинный флюид со сниженным трением обычно содержит количество полимера, снижающего трение в потоке, достаточное для обеспечения вязкости флюида приблизительно 10 сП, приблизительно 9 сП, приблизительно 8 сП, приблизительно 7 сП, приблизительно 6 сП, приблизительно 5 сП, приблизительно 4 сП, приблизительно 3 сП, приблизительно 2 сП или ниже. (Чистая вода обладает вязкостью приблизительно 1 сП.)

[00029] Полимеры, понижающие вязкость, которые могут служить понизителями трения, включают в себя полимеры и сополимеры, полученные из акриламида, такие как полиакриламид (иногда его обозначают аббревиатурой РАМ), сополимеры акриламида и акрилата (акриловой кислоты), сополимеры метакриламида с акриловой кислотой, сополимеры частично гидролизованного полиакриламида (РНРА), частично гидролизованные полиметакриламиды и сополимеры акриламидометилпропансульфоната (AMPS). Разные производные таких полимеров и сополимеров, например, четвертичные аминные соли, гидролизованные варианты, также находятся в числе полимеров и сополимеров, раскрываемых в настоящем документе.

[00030] Коммерческие полимерные продукты, полученные из акриламида и снижающие трение, включают в себя, например, продукты компании New-Drill™ (Baker Hughes, Houston, Тех.), понизитель трения FRW-15 (BJ Services, Houston, Тех.), понизитель трения FR-56™ (Halliburton, Houston, Тех.). Полимеры и сополимеры, полученные из акриламида, также были описаны в патентной литературе в связи с применением их в качестве понизителей трения на нефтепромыслах, например, при гидроразрыве в скважине, например, патент США №3,254,719, автор Root (Dow Chemical) и патент США №4,152,274, автор Phillips et al. (Nalco Chemical).

[00031] Другие полимеры, снижающие вязкость (помимо полимеров и сополимеров, полученных из акриламида), которые могут служить как понизители трения, включают в себя гуар и его производные, полимеры и сополимеры, полученные из акрилата, такие как полиметилметакрилат, полимеры, полученные из этиленоксида, такие как полиэтиленоксид, алкоксилированные алканоламиды, и другие биополимеры или синтетические полимеры или сополимеры, которые способны снижать вязкость или снижать трение.

[00032] Независимо от конкретного применяемого полимера и независимо от того, стоит ли цель повысить вязкость флюида или снизить трение, промывочная жидкость для скважины может предусматривать любое сочетание двух или более перечисленных выше полимеров, например, трех, четырех, пяти, шести или более полимеров.

[00033] Согласно некоторым вариантам осуществления флюиды для обработки скважины могут также содержать дополнительные добавки. Дополнительные добавки для обработки скважины могут включать в себя, например, поверхностно-активные вещества, вещества, подавляющие образование отложений, биоциды, бактериоциды, стабилизаторы, ингибиторы коррозии, добавки для борьбы с водопоглощением, модификаторы проницаемости, наночастицы или любое их сочетание.

Окисляющие вещества

[00034] Способы и составы, раскрываемые в настоящем документе, включают в себя окисляющее вещество. Окисляющее вещество или окислитель может снижать молекулярную массу полимера, снижающего трение. Затем дезинтегрированные компоненты полимера могут быть легко удалены из ствола скважины, таким образом сводя к минимуму повреждение формации. Окисляющее вещество может быть, например, пероксидом водорода, пероксидом карбамида, перуксусной кислотой, персульфатом натрия или персульфатом калия.

[00035] Перекисью можно называть соединение, которое содержит одинарную связь кислород-кислород или пероксидный анион (О₂^2-). Согласно некоторым вариантам осуществления пероксид может быть пероксидом водорода, например, Н₂О₂. Согласно некоторым вариантам осуществления пероксид может быть связанным пероксидом водорода, например, пероксидом мочевины [(NH₂)₂CO⋅Н₂О₂]. Пероксид мочевины, также известный как пероксид карбамида, это кристаллический продукт реакции одного моля пероксида водорода с одним молем мочевины. Пероксид мочевины представляет собой водорастворимое кристаллическое соединение, которое действует как источник пероксида. Другие пероксиды в пределах объема изобретения включают в себя связанный или стабилизированный пероксид водорода, такой как перборат натрия или перкарбонат натрия, для образования пероксида на месте; органические пероксиды, например, пероксикарбоновые кислоты; перкислоты, такие как перуксусная кислота или пероктановая кислота и их смеси (от С₂ до C₈) в сочетании и кислотой Каро (H₂SO₅); алифатические карбоновые кислоты, например, бензоилпероксид, салициловые кислоты и фенольные карбоновые кислоты; и соли перкислот, такие как персульфат натрия, персульфат калия и кароат калия.

[00036] Пероксиды могут быть получены как исходные водные растворы и разбавлены для применения. Исходные водные растворы пероксида водорода могут содержать по меньшей мере приблизительно 8 масс. % Н₂О₂, по меньшей мере приблизительно 15 масс. % H₂O₂, по меньшей мере приблизительно 20 масс. % Н₂О₂, по меньшей мере приблизительно 27 масс. % H₂O₂, по меньшей мере приблизительно 35 масс. % H₂O₂. Исходные водные растворы пероксида водорода в таких концентрациях, пригодные для применения в настоящем изобретении, общедоступны для приобретения у промышленных поставщиков в виде стабилизированных растворов Н₂О₂.

[00037] Также могут быть применены исходные концентрированные водные растворы пероксида водорода (Н₂О₂ значительно больше 50 масс. %). При работе с исходными водными растворами Н₂О₂ с концентрацией H₂O₂ выше приблизительно 50 масс. % обычно требуется соблюдение строгих правил и мер безопасности. Таким образом, исходные водные растворы пероксида водорода могут иметь концентрацию в диапазоне приблизительно от 8 масс. % H₂O₂ приблизительно до 70 масс. % H₂O₂, приблизительно от 15 масс. % Н₂О₂ приблизительно до 50 масс. %H₂O₂, приблизительно от 25 масс. % Н₂О₂ приблизительно до 40 масс. % Н₂О₂. Пригодные исходные растворы могут иметь концентрацию в диапазоне приблизительно от 30 масс. % Н₂О₂ приблизительно до 40 масс. % Н₂О₂.

[00038] Независимо от концентрации исходного водного раствора пероксида водорода, с целью обеспечения требуемой концентрации в водный флюид для обработки скважины добавляют достаточное количество стандартного раствора. Согласно некоторым вариантам осуществления пригодные концентрации пероксида, например, пероксида водорода или пероксида мочевины, в составе для обработки скважины могут находиться в диапазоне от приблизительно 400 частей на миллион до приблизительно 25000 частей на миллион. Таким образом, концентрация пероксида может составлять приблизительно 400 частей на миллион, приблизительно 500 частей на миллион, приблизительно 550 частей на миллион, приблизительно 580 частей на миллион, приблизительно 600 частей на миллион, приблизительно 650 частей на миллион, приблизительно 700 частей на миллион, приблизительно 750 частей на миллион, приблизительно 800 частей на миллион, приблизительно 850 частей на миллион, приблизительно 900 частей на миллион, приблизительно 950 частей на миллион, приблизительно 1000 частей на миллион, приблизительно 1500 частей на миллион, приблизительно 2000 частей на миллион, приблизительно 2500 частей на миллион, приблизительно 3000 частей на миллион, приблизительно 3500 частей на миллион, приблизительно 4000 частей на миллион, приблизительно 4500 частей на миллион, приблизительно 5000 частей на миллион, приблизительно 5500 частей на миллион, приблизительно 6000 частей на миллион, приблизительно 8000 частей на миллион, приблизительно 10000 частей на миллион, приблизительно 15000 частей на миллион, приблизительно 20000 частей на миллион, или приблизительно 25000 частей на миллион. Согласно некоторым вариантам осуществления концентрация пероксида может составлять от приблизительно 500 частей на миллион до приблизительно 5000 частей на миллион, от приблизительно 500 частей на миллион до приблизительно 4000 частей на миллион, от приблизительно 500 частей на миллион до приблизительно 3500 частей на миллион, от приблизительно 500 частей на миллион до приблизительно 3000 частей на миллион, от приблизительно 500 частей на миллион до приблизительно 2500 частей на миллион, от приблизительно 500 частей на миллион до приблизительно 2000 частей на миллион, от приблизительно 500 частей на миллион до приблизительно 1000 частей на миллион, от приблизительно 1000 частей на миллион до приблизительно 2000 частей на миллион.

[00039] Согласно некоторым вариантам осуществления окисляющее вещество может быть перуксусной кислотой. Растворы перуксусной кислоты существуют в виде равновесных растворов, содержащих перуксусную кислоту, пероксид водорода, уксусную кислоту и воду. Растворы часто идентифицируют по концентрации перуксусной кислоты и пероксида водорода. Например, состав 15/23 содержит 15 весовых процентов перуксусной кислоты и 23 весовых процента пероксида водорода. Доступные для приобретения растворы перуксусной кислоты обычно содержат 2-35% перуксусной кислоты и 5-30% пероксида водорода, остальное - уксусная кислота и вода. Согласно некоторым вариантам осуществления пригодные концентрации перуксусной кислоты в составах для обработки скважины могут составлять приблизительно 500 частей на миллион, приблизительно 1000 частей на миллион, приблизительно 1500 частей на миллион, приблизительно 2000 частей на миллион, приблизительно 2500 частей на миллион, приблизительно 3000 частей на миллион, приблизительно 3500 частей на миллион, приблизительно 4000 частей на миллион, приблизительно 4500 частей на миллион, приблизительно 5000 частей на миллион, приблизительно 7500 частей на миллион или приблизительно 10000 частей на миллион.

[00040] Согласно некоторым вариантам осуществления окисляющее вещество может быть персульфатом. Персульфат может быть моно- или диперсульфатом или смесью моно- и диперсульфата. Диперсульфат может быть, например, персульфатом натрия или персульфатом калия. Согласно некоторым вариантам осуществления, пригодные концентрации персульфата натрия в составах для обработки скважины могут составлять приблизительно 500 частей на миллион, приблизительно 1000 частей на миллион, приблизительно 1500 частей на миллион, приблизительно 2000 частей на миллион, приблизительно 2500 частей на миллион, приблизительно 3000 частей на миллион, приблизительно 3500 частей на миллион, приблизительно 4000 частей на миллион, приблизительно 4500 частей на миллион, приблизительно 5000 частей на миллион, приблизительно 7500 частей на миллион, приблизительно 10000 частей на миллион, приблизительно 15000 частей на миллион, приблизительно 20000 частей на миллион или приблизительно 25000 частей на миллион.

Активаторы

[00041] Пероксиды обычно являются сильными окисляющими веществами. Однако окисление полимеров, таких как полиакриламиды, под действием пероксида, как правило, происходит относительно медленно. Активаторы, также известные как каталитические активаторы, могут быть применены для преобразования пероксида, например, пероксида водорода, в свободные радикалы с целью более эффективного окисления. Каталитическая активация пероксида водорода предусматривает его диссоциацию или ионизацию на свободные радикалы, которые включают в себя гидроксильные (ОН) и гидропероксиловые (также называемый пергидроксилом) (ООН) радикалы. Считают, что типичные реакции активации происходят в результате расщепления в молекуле пероксида водорода либо связи О-Н, либо О-О. Разложение пероксида водорода дает продукты разложения - газообразный кислород и воду.

[00042| Пригодные активаторы должны оставаться в среде в течение относительного долгого времени, эффективно разрушать полимер и быть совместимыми с окисляющим веществом. Сочетания активатор-окисляющее вещество должны быть экономически выгодными и эффективными во множестве конкретных промысловых условий.

[00043] Авторы изобретения обнаружили, что активаторы на основе металла в хелатной форме эффективно активировали пероксид для разложения полиакриламида в полиакриламидных гелях. Это наблюдение было неожиданным, поскольку классическая реакция Фентона, которая включает в себя окисление железа пероксидом водорода с образованием свободных радикалов, обычно бывает ограничена рН. Реагент Фентона представляет собой водный раствор, который содержит Fe²⁺ и пероксид водорода. Химия реакции Фентона обычно более эффективна при кислых показателях рН со значением 3 и ниже. Реагент на водной основе с добавками для уменьшения трения часто имеет показатели рН в диапазоне от нейтральных до нейтрально-щелочных, то есть, выше 6.

[00044] Катализатор может включать в себя двухвалентный или трехвалентный переходный металл, например, Fe (II), Fe (III), Cu (II), Mn (II) и Zn (II). Хелатирующие вещества могут включать в себя аминополикарбоновые кислоты и соли, такие как этилендиаминтетрауксусная кислота (EDTA), диэтилентриаминпентауксусная кислота (DTPA), нитрилотриуксусная кислота (NTA), гидроксилэтилэтилендиаминтриуксусная кислота (HEDTA), а также лимонную кислоту, изолимонную кислоту, актонитовую кислоту, аскорбиновую кислоту, молочную кислоту, глюконовую кислоту, фосфонаты и глюкогептонаты. Пригодные активаторы на основе металла в хелатной форме включают в себя соль трехвалентного железа этилендиаминтетрауксусной кислоты (FeEDTA), соль трехвалентного железа диэтилентриаминпентауксусной кислоты (FeDTPA), цитрат железа (II), цитрат железа (III), изоцитрат железа (II), аконитат железа (II), лактат железа (II), салицилат железа (II), глюконат цинка, цитрат меди и этилендиаминтетраацетат меди (II) CuEDTA (CuEDTA).

[00045] Активатор на основе металла в хелатной форме добавляют к пероксиду в концентрации, эффективной для активации пероксида. Согласно некоторым вариантам осуществления пригодные концентрации активатора на основе металла в хелатной форме, например, FeEDTA, в составе для обработки скважины могут составлять от приблизительно 50 частей на миллион до приблизительно 1000 частей на миллион (в пересчете на концентрацию Fe). Таким образом, концентрация активатора на основе металла в хелатной форме может составлять приблизительно 50 частей на миллион, приблизительно 52 частей на миллион, приблизительно 55 частей на миллион, приблизительно 60 частей на миллион, приблизительно 65 частей на миллион, приблизительно 70 частей на миллион, приблизительно 75 частей на миллион, приблизительно 80 частей на миллион, приблизительно 85 частей на миллион, приблизительно 90 частей на миллион, приблизительно 95 частей на миллион, приблизительно 100 частей на миллион, приблизительно 120 частей на миллион, приблизительно 150 частей на миллион, приблизительно 180 частей на миллион, приблизительно 200 частей на миллион, приблизительно 250 частей на миллион, приблизительно 300 частей на миллион, приблизительно 350 частей на миллион, приблизительно 400 частей на миллион, приблизительно 450 частей на миллион, приблизительно 500 частей на миллион, приблизительно 550 частей на миллион, приблизительно 600 частей на миллион, приблизительно 650 частей на миллион, приблизительно 700 частей на миллион, приблизительно 750 частей на миллион, приблизительно 800 частей на миллион, приблизительно 850 частей на миллион, приблизительно 900 частей на миллион, приблизительно 950 частей на миллион, приблизительно 1000 частей на миллион. Согласно некоторым вариантам осуществления концентрация активатора на основе металла в хелатной форме в составе для обработки скважины может составлять от приблизительно 50 частей на миллион до приблизительно 1000 частей на миллион, от приблизительно 50 частей на миллион до приблизительно 800 частей на миллион, от приблизительно 50 частей на миллион до приблизительно 750 частей на миллион, от приблизительно 50 частей на миллион до приблизительно 600 частей на миллион, от приблизительно 100 частей на миллион до приблизительно 1000 частей на миллион, от приблизительно 200 частей на миллион до приблизительно 1000 частей на миллион, от приблизительно 100 частей на миллион до приблизительно 500 частей на миллион.

[00046] Согласно некоторым вариантам осуществления пригодные концентрации активатора на основе металла в хелатной форме, например, FeEDTA, в составе для обработки скважины могут составлять от приблизительно 50 частей на миллион до приблизительно 2000 частей на миллион (общее количество твердых веществ). Таким образом, концентрация активатора на основе металла в хелатной форме может составлять приблизительно 50 частей на миллион, приблизительно 52 частей на миллион, приблизительно 55 частей на миллион, приблизительно 60 частей на миллион, приблизительно 65 частей на миллион, приблизительно 70 частей на миллион, приблизительно 75 частей на миллион, приблизительно 80 частей на миллион, приблизительно 85 частей на миллион, приблизительно 90 частей на миллион, приблизительно 95 частей на миллион, приблизительно 100 частей на миллион, приблизительно 120 частей на миллион, приблизительно 150 частей на миллион, приблизительно 180 частей на миллион, приблизительно 200 частей на миллион, приблизительно 250 частей на миллион, приблизительно 300 частей на миллион, приблизительно 350 частей на миллион, приблизительно 400 частей на миллион, приблизительно 450 частей на миллион, приблизительно 500 частей на миллион, приблизительно 550 частей на миллион, приблизительно 600 частей на миллион, приблизительно 650 частей на миллион, приблизительно 700 частей на миллион, приблизительно 750 частей на миллион, приблизительно 800 частей на миллион, приблизительно 850 частей на миллион, приблизительно 900 частей на миллион, приблизительно 950 частей на миллион, приблизительно 1000 частей на миллион, приблизительно 1200 частей на миллион, приблизительно 1300 частей на миллион, приблизительно 1400 частей на миллион, приблизительно 1500 частей на миллион, приблизительно 1600 частей на миллион, приблизительно 1800 частей на миллион, или приблизительно 2000 частей на миллион. Согласно некоторым вариантам осуществления концентрация активатора на основе металла в хелатной форме в составе для обработки скважины может составлять от приблизительно 50 частей на миллион до приблизительно 2000 частей на миллион, от приблизительно 50 частей на миллион до приблизительно 800 частей на миллион, от приблизительно 50 частей на миллион до приблизительно 750 частей на миллион, от приблизительно 50 частей на миллион до приблизительно 600 частей на миллион, от приблизительно 100 частей на миллион до приблизительно 1000 частей на миллион, от приблизительно 200 частей на миллион до приблизительно 1000 частей на миллион, от приблизительно 100 частей на миллион до приблизительно 1500 частей на миллион, от приблизительно 100 частей на миллион до приблизительно 500 частей на миллион.

Поверхностно-активные вещества

[00047] Составы и способы, раскрываемые в настоящем документе, также содержат одно или несколько поверхностно-активных веществ. Поверхностно-активное вещество может быть ионным или неионным поверхностно-активным веществом. Неионное поверхностно-активное вещество может быть этоксилатом. Типичные поверхностно-активные вещества включают в себя этоксилированное касторовое масло, этоксилированные жирные кислоты, D-лимонен, сульфаты спиртов, этоксилаты спиртов, N-оксиды аминов и их смеси. Концентрацию поверхностно-активного вещества могут изменять в зависимости от конкретного поверхностно-активного вещества или сочетания применяемых поверхностно-активных веществ. Как правило, концентрация поверхностно-активного вещества в составе для обработки скважины может составлять от приблизительно 0,05% до приблизительно 5,0% масс./об. Поверхностно-активное вещество может быть получено в виде концентрированного исходного раствора и разбавлено для применения. Согласно некоторым вариантам осуществления пригодная концентрация поверхностно-активного вещества в составе для обработки скважины может составлять приблизительно 0,05%, приблизительно 0,1%, приблизительно 0,2%, приблизительно 0,3%, приблизительно 0,4%, приблизительно 0,5%, приблизительно 0,6%, приблизительно 0,75%, приблизительно 0,8%, приблизительно 1,0%, приблизительно 1,2%, приблизительно 1,25%, приблизительно 1,5%, приблизительно 1,75%, приблизительно 2,0%, приблизительно 2,25%, приблизительно 2,5%, приблизительно 3,0%, приблизительно 3,5%, приблизительно 4%, приблизительно 4,5% или приблизительно 5%.

Сорастворители

[00048] Согласно некоторым вариантам осуществления водные флюиды для обработки скважины могут содержать или не содержать сорастворители. Сорастворители обычно добавляют в скважинный флюид для предотвращения его замораживания в холодных климатических условиях. Типичные сорастворители включают в себя метанол или изопропанол или их смесь. Концентрации сорастворителей могут составлять от приблизительно 1% до приблизительно 15%. Согласно некоторым вариантам осуществления пригодные концентрации сорастворителя могут составлять приблизительно 1%, приблизительно 2%, приблизительно 3%, приблизительно 4%, приблизительно 5%, приблизительно 6%, приблизительно 7%, приблизительно 8%, приблизительно 9%, приблизительно 10%, приблизительно 12% или приблизительно 15%.

рН

[00049] Значение рН полимерсодержащего водного флюида для обработки скважины могут изменять от приблизительно нейтрального до щелочного. Значение рН может составлять по меньшей мере приблизительно рН 6,0, по меньшей мере приблизительно рН 6,5, по меньшей мере приблизительно рН 6,8, по меньшей мере приблизительно рН 7,0, по меньшей мере приблизительно рН 7,1, по меньшей мере приблизительно рН 7,2, по меньшей мере приблизительно рН 7,3, по меньшей мере приблизительно рН 7,4, по меньшей мере приблизительно рН 7,5, по меньшей мере приблизительно рН 7,6, по меньшей мере приблизительно рН 7,7, по меньшей мере приблизительно рН 7,8, по меньшей мере приблизительно рН 7,9, по меньшей мере приблизительно рН 8,0, по меньшей мере приблизительно рН 8,1, по меньшей мере приблизительно рН 8,2, по меньшей мере приблизительно рН 8,3, по меньшей мере приблизительно рН 8,4, по меньшей мере приблизительно рН 8,5, по меньшей мере приблизительно рН 8,6, по меньшей мере приблизительно рН 8,7, по меньшей мере приблизительно рН 8,8, по меньшей мере приблизительно рН 8,9, по меньшей мере приблизительно рН 9,0, по меньшей мере приблизительно рН 9,1, по меньшей мере приблизительно рН 9,2, по меньшей мере приблизительно рН 9,3, по меньшей мере приблизительно рН 9,4, по меньшей мере приблизительно рН 9,5, по меньшей мере приблизительно рН 9,6, по меньшей мере приблизительно рН 9,7, по меньшей мере приблизительно рН 9,8, по меньшей мере приблизительно рН 9,9, по меньшей мере приблизительно рН 10,0, по меньшей мере приблизительно рН 10,1, по меньшей мере приблизительно рН 10,2, по меньшей мере приблизительно рН 10,3, по меньшей мере приблизительно рН 10,4, по меньшей мере приблизительно рН 10,5, по меньшей мере приблизительно рН 10,6, по меньшей мере приблизительно рН 10,7, по меньшей мере приблизительно рН 10,8, по меньшей мере приблизительно рН 10,9 или по меньшей мере приблизительно рН 11,0. В общем случае рН полимерсодержащего водного флюида для обработки скважин будет составлять приблизительно рН 12 или меньше, хотя в некоторых случаях при высокой температуре рН может доходить до 14.

[00050] Значение рН предлагаемых составов для обработки скважины могут изменять от приблизительно нейтрального до щелочного. Значение рН может составлять по меньшей мере приблизительно рН 6,0, по меньшей мере приблизительно рН 6,5, по меньшей мере приблизительно рН 6,8, по меньшей мере приблизительно рН 7,0, по меньшей мере приблизительно рН 7,1, по меньшей мере приблизительно рН 7,2, по меньшей мере приблизительно рН 7,3, по меньшей мере приблизительно рН 7,4, по меньшей мере приблизительно рН 7,5, по меньшей мере приблизительно рН 7,6, по меньшей мере приблизительно рН 7,7, по меньшей мере приблизительно рН 7,8, по меньшей мере приблизительно рН 7,9, по меньшей мере приблизительно рН 8,0, по меньшей мере приблизительно рН 8,1, по меньшей мере приблизительно рН 8,2, по меньшей мере приблизительно рН 8,3, по меньшей мере приблизительно рН 8,4, по меньшей мере приблизительно рН 8,5, по меньшей мере приблизительно рН 8,6, по меньшей мере приблизительно рН 8,7, по меньшей мере приблизительно рН 8,8, по меньшей мере приблизительно рН 8,9, по меньшей мере приблизительно рН 9,0, по меньшей мере приблизительно рН 9,1, по меньшей мере приблизительно рН 9,2, по меньшей мере приблизительно рН 9,3, по меньшей мере приблизительно рН 9,4, по меньшей мере приблизительно рН 9,5, по меньшей мере приблизительно рН 9,6, по меньшей мере приблизительно рН 9,7, по меньшей мере приблизительно рН 9,8, по меньшей мере приблизительно рН 9,9, по меньшей мере приблизительно рН 10,0, по меньшей мере приблизительно рН 10,1, по меньшей мере приблизительно рН 10,2, по меньшей мере приблизительно рН 10,3, по меньшей мере приблизительно рН 10,4, по меньшей мере приблизительно рН 10,5, по меньшей мере приблизительно рН 10,6, по меньшей мере приблизительно рН 10,7, по меньшей мере приблизительно рН 10,8, по меньшей мере приблизительно рН 10,9 или по меньшей мере приблизительно рН 11,0.

[00051] Может потребоваться или не потребоваться регулирование рН водного флюида для обработки скважины, содержащего полимер-модификатор вязкости. Типичное значение рН флюида, содержащего реагент на водной основе с добавками для уменьшения трения, составляет приблизительно 6,0 или больше. Если требуется регулирование рН до щелочного диапазона, можно повысить рН путем добавления щелочного или основного соединения или основания. Типичные щелочные соединения включают в себя гидроокись натрия, гидроокись кальция, гидроокись калия, бикарбонат натрия, карбонат натрия, любые фосфаты натрия, неорганические или органические щелочные соединения и их смеси. Если требуется регулирование рН до кислотного диапазона, можно понизить рН путем добавления кислоты или кислотного соединения. Типичные кислотные соединения включают в себя серную кислоту, соляную кислоту, азотную кислоту, фосфорную кислоту, лимонную кислоту, уксусную кислоту, винную кислоту, янтарную кислоту, неорганические или органические кислоты, или кислотные соединения, или их сочетание.

Температура

[00052] Раскрываемые в настоящем документе составы флюида для обработки скважин пригодны для обработки скважин, расположенных в средах, где преобладают низкие температуры. Так, температура среды может изменяться по меньшей мере от приблизительно -10°С до по меньшей мере приблизительно 95°С. Температура подземной среды может быть разной в зависимости от глубины скважины, характера геологической формации, местоположения и температуры окружающей среды на поверхности. Таким образом, температура может составлять по меньшей мере приблизительно -10°С, по меньшей мере приблизительно -5°С, по меньшей мере приблизительно 0°С, по меньшей мере приблизительно 5°С, по меньшей мере приблизительно 10°С, по меньшей мере приблизительно 15°С, по меньшей мере приблизительно 20°С, по меньшей мере приблизительно 25°С, по меньшей мере приблизительно 30°С, по меньшей мере приблизительно 35°С, по меньшей мере приблизительно 40°С, по меньшей мере приблизительно 45°С, по меньшей мере приблизительно 50°С, по меньшей мере приблизительно 55°С, по меньшей мере приблизительно 60°С, по меньшей мере приблизительно 65°С, по меньшей мере приблизительно 70°С, по меньшей мере приблизительно 75°С, по меньшей мере приблизительно 80°С, по меньшей мере приблизительно 85°С, по меньшей мере приблизительно 90°С или по меньшей мере приблизительно 95°С. Согласно некоторым вариантам осуществления температура среды может изменяться по меньшей мере от приблизительно -10°С по меньшей мере приблизительно до 95°С, по меньшей мере от приблизительно -10°С по меньшей мере приблизительно до 50°С, по меньшей мере от приблизительно 0°С по меньшей мере приблизительно до 30°С, по меньшей мере от приблизительно 10°С по меньшей мере приблизительно до 80°С, по меньшей мере от приблизительно 15°С по меньшей мере приблизительно до 75°С, по меньшей мере от приблизительно 20°С по меньшей мере приблизительно до 60°С, по меньшей мере от приблизительно 25°С по меньшей мере приблизительно до 50°С или по меньшей мере от приблизительно 30°С по меньшей мере приблизительно до 45°С. Другие типичные температуры среды включают в себя температуры от приблизительно -5°С до, по меньшей мере, приблизительно 160°С.

[00053] Поскольку в водных флюидах для обработки скважин используют большие объемы воды, которые вводят в подземную среду, реальная температура флюида для обработки скважины обычно близка к температуре окружающей среды подземной формации. Нагревание водного флюида для обработки скважины на поверхности обычно непрактично или нерентабельно в силу больших объемов применяемого флюида. Температура, при которой предлагаемый водный флюид для обработки скважины применяют или поддерживают, это обычно температура формации, то есть, температура подземной формации, в которой используют флюид для обработки скважины, то есть, температура на забое. Эти температуры могут быть разными в зависимости от глубины скважины, характера формации и окружающей среды.

Продолжительность обработки

[00054] Раскрываемые в настоящем документе способы за относительно короткий период времени обеспечивают эффективное понижение вязкости реагента на водной основе, который содержит добавки для уменьшения трения на основе полиакриламида. Реальные периоды времени могут быть разными в зависимости от условий среды, длины трещин и повышения вязкости, которое необходимо для извлечения углеводородов из обработанной подземной формации. Обычно флюиды для обработки, содержащие полимер или сополимер, применяют с целью обеспечения повышенной вязкости в течение всего нескольких часов после их первоначального введения в подземную среду, например, от 1 до 12 часов или обычно от 2 до 5 часов. В случае загустевших или частично гелеобразных водных флюидов для обработки скважины, например, жидкостей гидроразрыва, содержащих сшитые или частично сшитые полимеры или сополимеры или другие полимеры или сополимеры, повышающие вязкость, либо в обстоятельствах, когда на поверхностях ствола скважины, фильтрах или оборудовании произошло осаждение шлама, желательно значительное или существенное понижение вязкости с целью эффективного удаления или извлечения газового или нефтяного продукта из обработанной подземной формации. Для эффективного удаления содержащей акриламид корки или шлама с высокой молекулярной массой нефтяных углеводородов или минералов в матрице время обработки могут увеличивать до 24 часов.

[00055] Вязкость флюида полимерсодержащего водного флюида для обработки скважины, особенно флюидов, содержащих гуары и другие сшитые полимеры, может быть понижена до вязкости меньшей, чем приблизительно 100 сП. Согласно некоторым вариантам осуществления снижение может быть меньшим, чем приблизительно 50 сП, меньшим, чем приблизительно 40 сП, меньшим, чем приблизительно 30 сП, меньшим, чем приблизительно 20 сП, меньшим, чем приблизительно 15 сП, меньшим, чем приблизительно 10 сП, меньшим, чем приблизительно 5 сП, меньшим, чем приблизительно 1 сП, меньшим, чем приблизительно 0 сП. При применении реагента на водной основе с добавками для уменьшения трения начальные вязкости могут быть существенно ниже, чем в других случаях, и понижения вязкости достигают при снижениях от <100 сП до менее чем 5 сП. Такие снижения вязкости основаны на допущении, что начальная вязкость водного флюида для обработки скважины значительно превышает эти заявленные конечные значения сниженной вязкости. В случае составов водного флюида, которые содержат полимеры и сополимеры, применяемые с целью снижения трения в потоке, например, флюидов с реагентом на водной основе, содержащих добавки для уменьшения трения, начальная вязкость таких флюидов относительно низкая (по сравнению с загустевшими жидкостями гидроразрыва). Согласно некоторым вариантам осуществления желательными могут быть снижения до вязкости, близкой к вязкости воды, не содержащей добавок, равной 1 сП.

[00056] Согласно некоторым вариантам осуществления окисляющее вещество, активатор и поверхностно-активное вещество вводят в ствол скважины по отдельности. Согласно некоторым вариантам осуществления окисляющее вещество, активатор и поверхностно-активное вещество могут сочетать, и тогда в скважину могут вводить сочетание окисляющего вещества, активатора и поверхностно-активного вещества. Соотношения пероксида и активатора могут изменять от приблизительно 50:1 до приблизительно 1:2 по массе. Согласно некоторым вариантам осуществления, пригодное соотношение может составлять 10:1 по массе.

[00057] Кроме того, предлагается способ понижения вязкости полимерсодержащего водного флюида для обработки скважины в подземной среде, причем способ предусматривает следующие стадии: а) введение пероксида и активатора на основе металла в хелатной форме в полимерсодержащий водный флюид для обработки скважины с целью формирования состава для обработки скважины; и b) подачу в подземную толщу состава для обработки скважины в количестве и на время, достаточные для целей понижения вязкости полимерсодержащего водного флюида для обработки скважины. Подземная среда может быть геологической формацией, через которую проходит ствол скважины. Температура подземной геологической формации может составлять от приблизительно -10°С до приблизительно 50°С. Температура подземной геологической формации может составлять приблизительно от 0°С приблизительно до 30°С. Полимерсодержащий водный флюид для обработки скважины может иметь рН от приблизительно 6,0 до приблизительно 10,0. Полимерсодержащий водный флюид для обработки скважины может содержать полимер, полученный из акриламида. Полимер, полученный из акриламида, выбирают из группы, состоящей из полиакриламида, сополимеров акриламида с акрилатом (акриловой кислотой), сополимеров метакриламида с акриловой кислотой, сополимеров частично гидролизованного полиакриламида, частично гидролизованных полиметакриламидов и сополимеров акриламидометилпропансульфоната. Полимер, полученный из акриламида, может быть сшитым полимером. Пероксид представляет собой пероксид водорода или пероксид мочевины. Концентрация пероксида в составе для обработки скважины может составлять от приблизительно 400 частей на миллион до приблизительно 3000 частей на миллион. Концентрация пероксида в составе для обработки скважины может составлять приблизительно 1000 частей на миллион. Активатор на основе металла в хелатной форме выбирают из группы, состоящей из FeEDTA, CuEDTA, FeDTPA, цитрата железа (II), цитрата железа (III), изоцитрата железа (II), аконитата железа (II), салицилата железа (II), глюконата цинка, цитрата меди, лактата железа (II) или глюконата железа (II). Активатор на основе металла в хелатной форме может быть FeEDTA. Концентрация активатора на основе металла в хелатной форме может составлять приблизительно от 100 частей на миллион приблизительно до 2000 частей на миллион. Количество состава для обработки скважины может быть достаточным для целей понижения вязкости водного флюида для обработки скважины до величины менее чем приблизительно 1 сП.

Примеры

Пример 1: Вещества и способы

[00058] Растворы пероксида водорода были приготовлены путем разбавления исходного раствора с концентрацией 27% (PeroxyChem, LLC). Растворы гипохлорита натрия (NaClO) были приготовлены из исходного раствора с концентрацией 14,5% (Sigma Aldrich).

[00059] Образцы для испытания: образец шлама, содержащий гель сшитого частично гидролизованного полиакриламида, был отобран на канадских нефтяных месторождениях. Из нефтесодержащего слоя черной смолы была сепарирована жидкость. Начальная вязкость составила 23 сП. Начальный рН составил 8,6.

[00060] Вязкость геля измеряли при помощи вискозиметра Grace М3500. Гель в количестве 70 г помещали в химический стакан и начальную вязкость измеряли при комнатной температуре перед обработкой. Затем добавляли окисляющее вещество и активатор, и за вязкостью следили в течение 1-2 часов или до тех пор, пока вязкость не становилась равной вязкости воды. Вязкость измеряли на 300 оборотах в минуту при помощи стандартного боба R1. Все измерения выполняли при комнатной температуре.

Пример 2

[000611 Как показано на фиг. 1А, в присутствии гипохлорита натрия (NaClO) в концентрации 500 частей на миллион в течение 2 часов вязкость геля снизилась незначительно. Как показано на фиг. 1 В, при более высокой дозировке в 5000 частей на миллион, вязкость геля за два часа снизилась приблизительно на 60%.

Пример 3

[00062] Обработка геля пероксидом водорода (580 частей на миллион) и FeSO₄ (75 частей на миллион) в низкой концентрации в качестве активатора оказала минимальное влияние на вязкость геля, что показано на фиг. 2А. Повышение концентраций пероксида водорода (5015 частей на миллион) и FeSO₄ (475 частей на миллион) также не повлияло на вязкость геля по истечении двух часов, что показано на фиг. 2 В. На следующий день вязкость оставалась относительно высокой и составляла 15,6 сП.

[00063] После выдерживания в термостате в течение 20 минут регулирование рН до 5,0 путем добавления H₂SO₄ привело к существенному снижению вязкости, что показано на фиг. 3. Данные на фиг. 3 также показали, что пониженный рН тоже приводит к повышению эффективности при более низкой дозе пероксида (1000 частей на миллион) и FeSO₄ (270 частей на миллион). Однако на образцах, показанных на фиг. 3, образовался густой тонкодисперсный осадок. Совместное рассмотрение данных на фиг. 2 и фиг. 3 показало, что применение FeSO₄ без регулирования рН было неэффективным для окисления геля сшитого частично гидролизованного полиакриламида из-за высокого рН образцов. Понижение рН путем введения кислоты привело к эффективному окислению, но также и к образованию густого осадка, который нежелателен в промысловых условиях.

Пример 4

[00064] Затем авторы тестировали альтернативные каталитические активаторы, которые не требуют регулирования рН. Авторы с удивлением обнаружили, что сочетание 1000 частей на миллион пероксида с FeEDTA (Akzo Nobel) в качестве катализатора привело к падению вязкости без образования осадка. Как отмечено в этом примере и в примерах ниже, количество использованного FeEDTA выражено в частях на миллион частей общего количества твердых веществ. На фиг. 4 показаны результаты эксперимента с использованием даже более низкой концентрации FeEDTA (340 частей на миллион) в присутствии пероксида водорода в концентрации 1000 частей на миллион. Как показано на фиг. 4, всего за 20 минут вязкость понизилась менее чем до 5 сП без образования осадка.

Пример 5

[00065] Авторы также протестировали пероксид водорода в связанной форме для того, чтобы обеспечить более медленное устойчивое высвобождение окислителя. Пероксид мочевины (Sigma-Aldrich) использовали в количестве 2000 частей на миллион, что соответствует всего 723 частей на миллион Н₂О₂. FeEDTA добавили в количестве 1315 частей на миллион (в пересчете на концентрацию Fe). Как показано на фиг. 5, в течение 12 минут авторы наблюдали быстрое понижение вязкости со снижением менее чем до 5 сП. После обработки жидкость имела вязкость, близкую к вязкости воды, и рН величиной 7,35. Жидкость была однородной, светлого цвета, осадок не образовался. Остаточное содержание Н2О2 составило 30 частей на миллион.

[00066] Результаты эксперимента, в котором концентрация FeEDTA была понижена до 130 частей на миллион, показаны на фиг. 6. В течение 40 минут вязкость геля понизилась менее чем до 5 сП. После обработки жидкость имела вязкость, близкую к вязкости воды, и рН величиной 7,71. Жидкость была однородной, светлого цвета, осадок не образовался. Остаточное содержание H₂O₂ составило 50 частей на миллион.

Пример 6

[00067] Для исследований, описанных в примерах с 7 по 11, применяли следующие вещества и способы. Растворы пероксида водорода были приготовлены путем разбавления исходного раствора с концентрацией 27% (PeroxyChem, LLC). Растворы гипохлорита натрия (NaClO) были приготовлены из исходного раствора с концентрацией 14,5% (Sigma Aldrich). Перуксусная кислота представляла собой равновесный водный раствор, содержащий приблизительно 15% перуксусной кислоты, 23% пероксида водорода и 16% уксусной кислоты (PeroxyChem, LLC).

[00068] Образцы для испытания были отобраны на канадских нефтяных месторождениях. Образец реагента на водной основе с добавками для уменьшения трения содержал частично гидролизованный полиакриламидный полимер (НРАМ). Жидкость была сепарирована из нефтесодержащего слоя черной смолы и использована в определениях вязкости, описанных ниже в примерах. Образец шлама был вязкой липкой черной субстанцией, состоящей преимущественно из черной смолы и гелеобразного НРАМ; этот шлам был нерастворим и не диспергировался в воде.

Пример 7

[00069] Этот эксперимент был выполнен в соответствии с описанием в примере 1, с применением пероксида водорода в качестве окисляющего вещества. Обработка пероксидом водорода в концентрации 1000 частей на миллион образца реагента на водной основе с добавками для уменьшения трения оказала за два часа лишь минимальное влияние на вязкость геля. Обработка образца реагента на водной основе с добавками для уменьшения трения с одновременным добавлением пероксида водорода в концентрации 1000 частей на миллион и этилендиаминтетраацетата-феррата (III) натрия (FeEDTA, Akzo Nobel) в концентрации 50 частей на миллион при температуре 70°F дала относительно быстрое снижение вязкости в течение 1 часа. Результаты представлены на фиг. 7. Ни в течение первого часа, ни через 24 часа осадка или выделения газа не наблюдали. Эти данные показывают, что сочетание пероксида водорода и активатора FeEDTA привело к зависимому от времени снижению вязкости образца реагента на водной основе с добавками для уменьшения трения.

Пример 8

[00070] Образец реагента на водной основе с добавками для уменьшения трения был обработан, как описано в примере 1, с применением пероксида водорода, перуксусной кислоты или персульфата натрия в качестве окисляющих веществ. Сульфат железа, лактат железа, FeEDTA и NaOH применяли в качестве активаторов. Обработку выполняли при 70°F либо при 40°F. Вязкость проверяли по истечении 1 и 12 часов обработки. Результаты представлены в таблице 1.

|00071] Как показано в таблице 1, сочетание пероксида водорода с Fe EDTA после 1 часа обработки даже при температуре 40°С привело к существенному снижению вязкости в образце реагента на водной основе с добавками для уменьшения трения. Снижение более чем на 90% было отмечено через 12 часов и при 70°С, и при 40°. Сочетание пероксида водорода и сульфата железа привело к образованию коричневого осадка, который нежелателен в промысловых условиях. Обработка перуксусной кислотой в отсутствие активатора понижает вязкость реагента на водной основе, содержащего добавки для уменьшения трения, но при относительно более высоких концентрациях по сравнению с пероксидом водорода. Перуксусная кислота в отсутствие активатора также дала снижение рН обрабатываемого раствора. Персульфат натрия также дал падение вязкости образца реагента на водной основе с добавками для уменьшения трения, но при более высоких концентрациях по сравнению с пероксидом водорода и при более высоких концентрациях активатора. Из всех испытанных активаторов гидроксид натрия не оказал влияния на вязкость в образце реагента на водной основе с добавками для уменьшения трения.

Пример 10

|00072] Авторы анализировали влияние поверхностно-активного вещества на повышение растворимости НРАМ-компоненты шлама. Растворы для испытания включали в себя пероксид водорода или пероксид мочевины/водорода в качестве окисляющего вещества и FeEDTA в концентрации 250 частей на миллион в качестве активатора. В качестве поверхностно-активного вещества применяли биоразлагаемое поверхностно-активное вещество из растительного сырья VeruSOL® (VeruTEK Technologies). Для анализа в предварительно взвешенную пробирку помещали приблизительно 2,0 г шлама. Растворы для испытания были приготовлены на водопроводной воде, в каждую пробирку было добавлено 50 мл раствора. Окисляющие вещества и поверхностно-активные вещества добавляли в количествах, показанных в таблице 2. В некоторых испытаниях для имитации работ при низких температурах с применением реагента на водной основе, содержащего добавки для уменьшения трения, добавляли спирт («сорастворитель»); причем спирт добавляли для предотвращения замораживания жидкости. Затем пробирки в течение 2 часов встряхивали при помощи лабораторного шейкера при температуре 40°F или 70°F. Затем жидкость извлекали из пробирок. Пробирки высушивали в печи в течение 1 часа при 100°F. Высушенные пробирки повторно взвешивали и рассчитывали массу остатков смолы/шлама в процентах от контрольного испытания, где шлам высушивали в печи безо всякой обработки. Результаты приведены в таблице 2.

[00073] Как показано в таблице 2, добавление поверхностно-активного вещества повысило процент шлама, удаленного из пробирок. Это повышение было отмечено и на образцах, содержащих пероксид водорода, и на образцах, содержащих связанный пероксид водорода (пероксид водорода/мочевины). Добавление сорастворителя также повысило процент шлама, удаленного из пробирок.

Пример 11

[00074] Авторы анализировали стабильность системы окисляющее вещество -активатор для пероксида водорода - Fe EDTA. Растворы Н₂О₂ были приготовлены без стабилизатора или с добавлением либо мочевины, либо лимонной кислоты. Затем к растворам окисляющего вещества добавляли активатор (Fe EDTA). Объединенные растворы выдерживали при комнатной температуре 70°F. Периодически брали пробу жидкости и путем титрования с 0,1н KMnO₄ измеряли процент остаточного Н₂О₂. Результаты приведены в таблице 3.

[00075] Как показано в таблице 3, процент пероксида водорода, оставшийся по истечении 24 часов, был относительно выше в тех образцах, которые были стабилизированы либо мочевиной, либо лимонной кислотой. В тех образцах, которые не содержали стабилизатор, пероксид водорода был почти полностью расщеплен за 90 часов. Добавление лимонной кислоты или мочевины привело к сохранению, соответственно, 50% и почти 75% пероксида водорода по истечении 90 часов. Добавление поверхностно-активного вещества и сорастворителя также понизило стабильность пероксида водорода по истечении 90 часов.

Настоящее изобретение относится к способам и составам для применения в подземных работах для восстановления проницаемости ствола скважины или подземных формаций вблизи ствола скважины, которые засорены шламом или смолистыми отложениями. Способ обработки ствола скважины, проходящего в подземной среде, где ствол скважины содержит одно или несколько шламовых отложений, содержащих синтетический полимер и нефтяную смолу или ее побочный продукт, который предусматривает стадии: введение в ствол скважины водного состава, содержащего окисляющее вещество - ОВ, активатор на основе металла в хелатной форме и поверхностно-активное вещество - ПАВ, и контактирование шламовых отложений с водным составом. Способ обработки шламового отложения, содержащего синтетический полимер и нефтяную смолу или ее побочный продукт, в подземной среде, включающей ствол скважины, предусматривает стадии: введение в ствол скважины водного состава, содержащего ОК, указанный выше активатор и ПАВ, и контактирование шламовых отложений с водным составом. Технический результат – повышение эффективности очистки ствола скважины в промысловых условиях. 2 н. и 40 з.п. ф-лы, 9 ил., 11 пр., 3 табл.

1. Способ обработки ствола скважины, проходящего в подземной среде,

причем способ предусматривает следующие стадии:

а) введение в ствол скважины водного состава, который содержит в себе окисляющее вещество, активатор на основе металла в хелатной форме и поверхностно-активное вещество, причем ствол скважины содержит в себе одно или несколько шламовых отложений на стволе скважины, причем шламовое отложение содержит синтетический полимер и нефтяную смолу или ее побочный продукт; и

б) контактирование шламовых отложений с водным составом.

2. Способ по п. 1, в котором подземная среда содержит в себе геологическую формацию.

3. Способ по п. 1, в котором окисляющее вещество выбирают из группы, состоящей из пероксида водорода, пероксида карбамида, перуксусной кислоты, персульфата натрия и персульфата калия.

4. Способ по п. 1, в котором окисляющее вещество представляет собой пероксид водорода или пероксид карбамида.

5. Способ по п. 1, в котором концентрация окисляющего вещества в составе для обработки скважины составляет приблизительно от 500 частей на миллион приблизительно до 25000 частей на миллион.

6. Способ по п. 1, в котором концентрация окисляющего вещества в составе для обработки скважины составляет приблизительно от 1000 частей на миллион приблизительно до 2000 частей на миллион.

7. Способ по п. 1, в котором активатор на основе металла в хелатной форме выбирают из группы, состоящей из FeEDTA, CuEDTA, FeDTPA, цитрата железа (II), цитрата железа (III), изоцитрата железа (II), аконитата железа (II), салицилата железа (II), глюконата цинка, цитрата меди, лактата железа (II) или глюконата железа (II).

8. Способ по п. 1, в котором активатор на основе металла в хелатной форме это FeEDTA.

9. Способ по п. 7, в котором концентрация активатора на основе металла в хелатной форме составляет приблизительно от 100 частей на миллион приблизительно до 2000 частей на миллион.

10. Способ по п. 1, в котором поверхностно-активное вещество выбирают из группы, состоящей из этоксилированного касторового масла, этоксилированных жирных кислот, D-лимонена, сульфатов спиртов, этоксилатов спиртов, N-оксидов амина или их комбинаций.

11. Способ по п. 1, в котором концентрация поверхностно-активного вещества составляет от приблизительно 0,5% до приблизительно 5,0% масс./об.

12. Способ по п. 1, в котором шламовое отложение содержит в себе синтетический полимер.

13. Способ по п. 1, в котором синтетический полимер содержит в себе полимер, полученный из акриламида.

14. Способ по п. 13, в котором полимер, полученный из акриламида, выбирают из группы, состоящей из полиакриламида, сополимеров акриламида с акрилатом (акриловой кислотой), сополимеров метакриламида с акриловой кислотой, сополимеров частично гидролизованного полиакриламида, частично гидролизованных полиметакриламидов и сополимеров акриламидометилпропансульфоната.

15. Способ по п. 13, в котором полимер, полученный из акриламида, это сшитый полимер.

16. Способ по п. 1, в котором стадия контактирования имеет продолжительность, достаточную для растворения или частичного растворения шламовых отложений.

17. Способ по п. 1, в котором водный состав дополнительно содержит в себе биоцид.

18. Способ по п. 17, в котором биоцид это перуксусная кислота.

19. Способ по п. 2, в котором температура подземной геологической формации составляет от приблизительно -10°C до приблизительно 50°C.

20. Способ по п. 19, в котором температура подземной геологической формации составляет от приблизительно 0°C до приблизительно 30°C.

21. Способ по п. 1, в котором водный состав имеет рН от приблизительно 6,0 до приблизительно 10,0.

22. Способ обработки шламового отложения, содержащего синтетический полимер и нефтяную смолу или ее побочный продукт, в подземной среде, включающей в себя ствол скважины, причем способ предусматривает следующие стадии:

а) введение в ствол скважины водного состава, который содержит в себе окисляющее вещество, активатор на основе металла в хелатной форме и поверхностно-активное вещество,

б) контактирование шламовых отложений с водным составом.

23. Способ по п. 22, в котором подземная среда содержит в себе геологическую формацию.

24. Способ по п. 22, в котором окисляющее вещество выбирают из группы, состоящей из пероксида водорода, пероксида карбамида, перуксусной кислоты, персульфата натрия и персульфата калия.

25. Способ по п. 22, в котором окисляющее вещество это пероксид водорода или пероксид карбамида.

26. Способ по п. 22, в котором концентрация окисляющего вещества в составе для обработки скважины составляет от приблизительно 500 частей на миллион до приблизительно 25000 частей на миллион.

27. Способ по п. 22, в котором концентрация окисляющего вещества в составе для обработки скважины составляет от приблизительно 1000 частей на миллион до приблизительно 2000 частей на миллион.

28. Способ по п. 22, в котором активатор на основе металла в хелатной форме выбирают из группы, состоящей из FeEDTA, CuEDTA, FeDTPA, цитрата железа (II), цитрата железа (III), изоцитрата железа (II), аконитата железа (II), салицилата железа (II), глюконата цинка, цитрата меди, лактата железа (II) или глюконата железа (II).

29. Способ по п. 22, в котором активатор на основе металла в хелатной форме представляет собой FeEDTA.

30. Способ по п. 22, в котором концентрация активатора на основе металла в хелатной форме составляет приблизительно от 100 частей на миллион приблизительно до 2000 частей на миллион.

31. Способ по п. 22, в котором поверхностно-активное вещество выбирают из группы, состоящей из этоксилированного касторового масла, этоксилированных жирных кислот, D-лимонена, сульфатов спиртов, этоксилатов спиртов, N-оксидов амина и их смесей.

32. Способ по п. 22, в котором концентрация поверхностно-активного вещества составляет приблизительно от 0,5 приблизительно до 5,0% масс./об.

33. Способ по п. 22, в котором шламовое отложение содержит в себе синтетический полимер.

34. Способ по п. 22, в котором синтетический полимер содержит в себе полимер, полученный из акриламида.

35. Способ по п. 34, в котором полимер, полученный из акриламида, выбирают из группы, состоящей из сополимеров акриламида с акрилатом (акриловой кислотой), сополимеров метакриламида с акриловой кислотой, сополимеров частично гидролизованного полиакриламида, частично гидролизованных полиметакриламидов и сополимеров акриламидометилпропансульфоната.

36. Способ по п. 34, в котором полимер, полученный из акриламида, это сшитый полимер.

37. Способ по п. 22, в котором стадия контактирования имеет продолжительность, достаточную для растворения или частичного растворения шламовых отложений.

38. Способ по п. 22, в котором водный состав дополнительно содержит в себе биоцид.

39. Способ по п. 38, в котором биоцид представляет собой перуксусную кислоту.

40. Способ по п. 23, в котором температура подземной геологической формации составляет приблизительно от -10°C приблизительно до 50°C.

41. Способ по п. 40, в котором температура подземной геологической формации составляет приблизительно от 0°C приблизительно до 30°C.

42. Способ по п. 22, в котором водный состав имеет рН приблизительно от 6,0 приблизительно до 10,0.