EA201491101A1 20150227 Номер и дата охранного документа [PDF] EAPO2015\PDF/201491101 Полный текст описания [**] EA201491101 20130219 Регистрационный номер и дата заявки US13/413,811 20120307 Регистрационные номера и даты приоритетных заявок US2013/026684 Номер международной заявки (PCT) WO2013/133963 20130912 Номер публикации международной заявки (PCT) EAA1 Код вида документа [pdf] eaa21502 Номер бюллетеня [**] ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫЕ ДОБАВКИ ДЛЯ СТИМУЛИРОВАНИЯ ПОДЗЕМНОГО ПЛАСТА ВО ВРЕМЯ ОПЕРАЦИЙ ПО РАЗРЫВУ ПЛАСТА Название документа [8] C09K 8/60, [8] C09K 8/68, [8] C09K 8/86 Индексы МПК [US] Ван Зантен Райан, [NO] Танке-Ларсен Пер-Бьярте Сведения об авторах [US] ХАЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСЕЗ, ИНК. Сведения о заявителях
 

Патентная документация ЕАПВ

 
Запрос:  ea201491101a*\id

больше ...

Термины запроса в документе

Реферат

[RU]

Изобретение относится к поверхностно-активным добавкам, пригодным для восстановления проницаемости подземного пласта, и способам их применения. В одном из воплощений настоящего изобретения предложен способ, который включает обеспечение жидкости для гидроразрыва пласта, содержащей водную среду и микроэмульсионное поверхностно-активное вещество, причем упомянутая жидкость для гидроразрыва пласта, по существу, не содержит органического растворителя; и помещение этой жидкости для гидроразрыва пласта в подземный пласт со скоростью, достаточной для создания или увеличения по меньшей мере одного разрыва подземного пласта.


Полный текст патента

(57) Реферат / Формула:

Изобретение относится к поверхностно-активным добавкам, пригодным для восстановления проницаемости подземного пласта, и способам их применения. В одном из воплощений настоящего изобретения предложен способ, который включает обеспечение жидкости для гидроразрыва пласта, содержащей водную среду и микроэмульсионное поверхностно-активное вещество, причем упомянутая жидкость для гидроразрыва пласта, по существу, не содержит органического растворителя; и помещение этой жидкости для гидроразрыва пласта в подземный пласт со скоростью, достаточной для создания или увеличения по меньшей мере одного разрыва подземного пласта.


Поверхностно-активные добавки для стимулирования подземного пласта во время
операций по разрыву пласта
Предшествующий уровень техники
Настоящее изобретение относится к добыче углеводородов, а более конкретно к поверхностно-активным добавкам, пригодным для восстановления проницаемости подземного пласта, и способам их применения.
Повреждение пласта, как правило, является результатом нежелательных побочных эффектов от воздействия на продуктивный пласт жидкостей для обработки подземного пласта. Примеры жидкостей для обработки подземного пласта, которые могут вызвать повреждение пласта, включают, в частности, буровые растворы, жидкости для заканчивания скважин, жидкости для гидроразрыва пласта, жидкости для ремонта скважин и т.п. В значении, использующемся в настоящем изобретении, термин "повреждение пласта" и родственные ему термины (например, поврежденный пласт), как правило, относятся к такому снижению способности пластового резервуара вырабатывать присущие ему текучие среды (например, нефть и газ), как уменьшение пористости, или проницаемости, или обеих этих функций одновременно.
Существует несколько механизмов, которые могут привести к повреждению пласта. Эти механизмы могут включать, помимо прочего, физическое закупоривание пор, изменение смачиваемости пластовой породы, осаждение нерастворимых материалов в поровых пространствах, набухание глин и снижение проницаемости пласта за счёт проникновения воды в поровое пространство (т.е. образование водного барьера). В частности, образование водного барьера часто является причиной увеличения водонасыщенности в области вблизи ствола скважины, что приводит к уменьшению относительной проницаемости ее для углеводородов.
В значении, использующемся в настоящем изобретении, термин "образование водного барьера", как правило, относится к состоянию, вызванному увеличением водонасыщенности в области вблизи ствола скважины. Наличие повышенного количества воды может привести к набуханию любой имеющейся в пласте глины и вызывать снижение проницаемости и/или стать причиной того, что вода может собираться в поровых пространствах, приведя к пониженной проницаемости за счет увеличения давления и капиллярных сил сцепления.
Водные барьеры могут быть особенно проблематичными при некоторых операциях разрыва пласта, когда большой объем водной жидкости для гидроразрыва пласта просачивается в пласт через поверхность разрыва, что способно привести к уменьшению скорости, с которой может вестись добыча нефти или газа. Так как вода не смешивается с углеводородами, утечка жидкости, которая возвращается на поверхность преимущественно благодаря пласту, смоченному водой, может быть медленной. С уменьшением естественной проницаемости пласта серьезность этой проблемы возрастает, потому что размеры пор чаще всего бывают меньше, а капиллярное действие, как правило, сильнее.
Откачка или устранение водных барьеров часто являются сложными, дорогими и/или экологически неблагоприятными. Например, один из обычных восстановительных подходов представляет собой обработку пласта поверхностно-активными веществами, которые способны снижать поверхностное натяжение и/или изменять способность к смачиваемости. Однако для таких процедур, как правило, требуется система поверхностно-активное вещество/растворитель, использующая агрессивные органические растворители, которые могут быть неэкологичными и/или дорогими.
Краткое описание изобретения
Настоящее изобретение относится к добыче углеводородов, а более конкретно к поверхностно-активным добавкам, пригодным для восстановления проницаемости подземного пласта, и способам их применения.
В некоторых формах своего осуществления настоящее изобретение предлагает способы, включающие: обеспечение жидкости для гидроразрыва пласта, содержащей водную среду и микроэмульсионное поверхностно-активное вещество, причем упомянутая жидкость для гидроразрыва пласта по существу не содержит органического растворителя; и помещение этой жидкости для гидроразрыва пласта в подземный пласт со скоростью, достаточной для создания или увеличения по меньшей мере одного разрыва подземного пласта.
В других формах своего осуществления настоящее изобретение предлагает способы, включающие: обеспечение жидкости для гидроразрыва пласта, содержащей водную среду, микроэмульсионное поверхностно-активное вещество и дополнительное поверхностно-активное вещество, причем упомянутая жидкость
для гидроразрыва пласта по существу не содержит органического растворителя; и помещение этой жидкости для гидроразрыва пласта в подземный пласт со скоростью, достаточной для создания или увеличения по меньшей мере одного разрыва подземного пласта.
В прочих формах своего осуществления настоящее изобретение предлагает способы, включающие: обеспечение композиции, содержащей микроэмульсионное поверхностно-активное вещество, причем упомянутая композиция по существу не содержит органического растворителя; помещение этой композиции по меньшей мере в часть разрыва подземного пласта, имеющего первое значение проницаемости; и предоставление возможности этой композиции устранить водный барьер в подземном пласте для того, чтобы увеличить проницаемость подземного пласта до второго значения проницаемости.
Отличительные признаки и преимущества настоящего изобретения станут очевидны специалистам в данной области техники после прочтения описания предпочтительных форм осуществления настоящего изобретения, следующих ниже.
Краткое описание фигур
Следующая ниже фигура приведена для иллюстрации определенных аспектов настоящего изобретения, которые не следует рассматривать в качестве исключительной формы осуществления настоящего изобретения. Описываемый объект изобретения допускает значительные модификации, изменения, комбинации и эквиваленты по форме и функции, которые возникнут у специалистов в данной области техники и всех, извлекающих пользу из этого изобретения.
На Фиг. 1 показан график, иллюстрирующий восстановление проницаемости в результате обработки поверхностно-активными веществами, как описано в Примере 1.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение относится к добыче углеводородов, а более конкретно к поверхностно-активным добавкам, пригодным для восстановления проницаемости подземного пласта, и способам их применения.
Настоящее изобретение обеспечивает ряд преимуществ. В некоторых формах осуществления настоящего изобретения композиции и способы по настоящему изобретению могут по меньшей мере частично устранить и/или обратить некоторые результаты повреждения пласта, часто вызванного проникновением в подземный пласт водных или приготовленных на водной основе жидкостей для гидроразрыва пласта. В одной или нескольких воплощениях настоящее изобретение способно устранять водные барьеры путем использования микроэмульсионных поверхностно-активных веществ без применения органических растворителей, которые являются обычными в общепринятых процедурах обработки на основе поверхностно-активных веществ. В некоторых воплощениях настоящее изобретение способно устранить и/или обратить некоторые результаты повреждения пласта лучше, чем общепринятые процедуры обработки на основе поверхностно-активных веществ, которые включают органические растворители (см. Пример 1). Исключение органических растворителей из жидкостей для гидроразрыва пласта по настоящему изобретению является ключевым преимуществом, которое может обеспечить эффективность, стоимостные и/или экологические преимущества.
Было обнаружено, что использование жидкости для гидроразрыва, способной образовывать микроэмульсию без органических растворителей in situ может по меньшей мере частично восстановить проницаемость поврежденного пласта. В некоторых формах осуществления настоящего изобртетения использование жидкости для гидроразрыва пласта по настоящему изобретению может иметь своим результатом остаточную продуктивность или восстановленние проницаемости, которые выше, чем полученные с помощью обычных жидкостей для гидроразрыва, содержащих поверхностно-активные вещества и органические растворители. Не ограничиваясь какой-либо теорией, считают, что настоящее изобретение может образовывать микроэмульсии in situ и смачивать водой поверхность пластового резервуара, что может устранить водные барьеры, часто снижающие добычу нефти и газа.
В значении, использующемся в настоящем изобретении, термины "остаточная продуктивность" или "восстановленная проницаемость" относятся к относительной проницаемости пласта после воздействия жидкости для разрыва пласта, соотнесенной с проницаемостью пласта перед воздействием жидкости для гидроразрыва пласта. Проницаемость может быть определена путем пропускания,
например, нефти, газа или воды через диск из оксида алюминия или естественный керн и записи дифференциального давления, требующегося для пропускания с определенной скоростью. Затем диск или керн подвергают воздействию жидкости для гидроразрыва пласта и, снова пропуская нефть/газ или воду, получают восстановленную проницаемость. Способность увеличивать проницаемость пласта или в определенном смысле стимулировать пласт путем использования жидкости для гидроразрыва по настоящему изобретению может рассматриваться как преимущество.
В некоторых воплощениях настоящее изобретение предлагает способы, включающие: обеспечение жидкости для гидроразрыва пласта, содержащей водную среду и микроэмульсионное поверхностно-активное вещество, причем упомянутая жидкость для гидроразрыва пласта по существу не содержит органического растворителя; и помещение этой жидкости для гидроразрыва пласта в подземный пласт со скоростью, достаточной для создания или увеличения по меньшей мере одного разрыва в подземном пласте. Примеры органических растворителей, встречающихся в общепринятых процедурах обработки на основе поверхностно-активных веществ (но исключенных из жидкостей для гидроразрыва пласта по настоящему изобретению), включают, без ограничений, растворитель на основе терпенов, сложный эфир алкильной кислоты с короткоцепочечным спиртом, сложный эфир арильной кислоты с короткоцепочечным спиртом, бензол, толуол, ксилол или любые другие растворители для использования в стволе скважины, известные специалисту с обычной квалификацией в данной области техники. Жидкость для гидроразрыва пласта (и/или ее отдельные компоненты) может быть введена в часть подземного пласта с помощью любых средств, известных в данной области техники.
В значении, использующемся в настоящем изобретении, термин "жидкость для гидроразрыва пласта", как правило, относится к жидкости для подземной обработки, помещенной в скважину как часть процесса стимулирования пласта, часто под давлением, которое является достаточным для превышения давления в пласте таким образом, чтобы создать или увеличить в нем разрывы. Стимулирование пласта обычно достигается путем введения жидкости для гидроразрыва при скорости потока, достаточной для увеличения давления в скважине с тем, чтобы превысить градиент давления гидроразрыва породы. Жидкость для гидроразрыва пласта часто представляет собой жидкость на водной
основе, содержащую различные добавки. Распространенной добавкой, встречающейся в жидкостях для гидроразрыва пласта, является гелеобразующее вещество, которое увеличивает вязкость жидкости. Гелеобразующее вещество обычно представляет собой полимерный материал, который поглощает воду и образует гель, когда подвергается гидратации. Жидкость для гидроразрыва может содержать дополнительные добавки, такие как, без ограничений, кислоты, биоциды, понизители трения, стабилизаторы выпадения железосодержащих осадков, сшивающие агенты, разжижители, поверхностно-активные вещества, расклинивающие агенты и т.п. Подходящие примеры таких добавок хорошо известны специалистам с обычной квалификацией в данной области техники.
Водная среда, использующаяся в жидкостях для гидроразрыва по настоящему изобретению, может включать любую подходящую водную жидкость, известную специалисту с обычной квалификацией в данной области техники. Подходящие водные среды могут включать, без ограничений, пресную воду, соленую воду (например воду, содержащую одну или более растворенных в ней солей), гликоль, рассол (например насыщенную морскую воду), утяжеленный рассол (например водный раствор бромида натрия, бромида кальция, бромида цинка и т.п.) и любую их комбинацию. Как правило, водная среда может быть из любого источника, при условии, что она не содержит компонентов, которые могут отрицательно влиять на стабильность и/или эффективность жидкости для гидроразрыва по настоящему изобретению. В некоторых формах осуществления изобретения плотность жидкости на водной основе может быть увеличена, помимо прочего для того, чтобы обеспечить дополнительный перенос частиц и образование суспензии в жидкости для гидроразрыва пласта по настоящему изобретению, с использованием, например, одной или более солей. В некоторых формах осуществления изобретения водная среда присутствует в жидкости для гидроразрыва пласта в количестве от примерно 40 масс.% до примерно 99,9 масс.% от массы жидкости для гидроразрыва пласта.
Как правило, способы и композиции согласно настоящему изобретению допускают образование микроэмульсии в жидкости для гидроразрыва пласта. Термин "микроэмульсии" в значении, использующемся в настоящем изобретении, относится к жидкой дисперсии воды и масла, которую получают в термодинамически стабильной форме путем смешивания трех или более компонентов: полярной фазы (например воды), неполярной фазы (например масла),
и микроэмульсионного поверхностно-активного вещества. В некоторых формах осуществления изобретения микроэмульсия может включать другие поверхностно-активные вещества (например такое дополнительное поверхностно-активное вещество, как спирт, гликоль или фенол, или их этокси-производные). В некоторых формах осуществления изобретения микроэмульсионное поверхностно-активное вещество может образовывать микроэмульсии внутри подземного пласта. Использование жидкости для гидроразрыва пласта, содержащей микроэмульсионное поверхностно-активное вещество может быть предпринято для того, чтобы изменить смачиваемость поверхности пласта, удалить нефтяные блоки и/или водные барьеры и изменить смачиваемость фильтрационной корки бурового раствора или другой снижающей водоотдачу добавки, помещенной в подземный пласт во время операций по гидроразрыву пласта. В некоторых формах осуществления изобретения жидкости для гидроразрыва пласта и способы, описанные в настоящем изобретении, могут применяться для того, чтобы устранить водные барьеры путем удаления по меньшей мере части воды в ближайшей к скважине области и/или изменения смачиваемости подземного пласта. Это может прямо или косвенно привести к пониженному капиллярному давлению в пористостой части пласта. Снижение капиллярного давления может привести к увеличению скоростей дренирования воды и/или нефти. Понятно, что улучшенные водно-дренажные показатели должны дать возможность уменьшить существующие водные барьеры, а также снизить формирование водных барьеров.
В значении, использующемся в настоящем изобретении, термин "микроэмульсионное поверхностно-активное вещество" может включать любое поверхностно-активное вещество, способное образовывать микроэмульсию в жидкости для гидроразрыва пласта, которая содержит полярную и неполярную фазы и/или маслянистую основу, в чистом виде или в комбинации с дополнительным поверхностно-активным веществом. В значении, использующемся в изобретении, термин "дополнительное поверхностно-активное вещество" относится к соединению, которое участвует в агрегации молекул в виде микроэмульсии, но само не агрегирует.
Фазовые равновесия микроэмульсий могут быть разделены на типы по классификации Винзора (Winsor). Каждый тип обычно описывают как один из перечисленных ниже: тип I по классификации Винзора характеризует микроэмульсию, находящуюся в равновесии с избытком масляной фазы; тип II по
классификации Винзора характеризует микроэмульсию, находящуюся в равновесии с избытком воды; тип III по классификации Винзора характеризует "среднефазную" микроэмульсию, находящуюся в равновесии с избытком воды и избытком масла (например, как часть трехфазной системы). Кроме того, тип IV по классификации Винзора представляет собой однофазную микроэмульсию, не содержащую избытков масла или воды. Термодинамически стабильная однофазная микроэмульсия IV типа по классификации Винзора может развиваться путем изменения состава или композиции в направлении формирования мини-эмульсии или нано-эмульсии, представляющих собой двухфазную систему с каплями субмикронного размера, которая может быть стабильной в течение длительных периодов времени, но не является стабильной постоянно как микроэмульсия.
Жидкости для гидроразрыва пласта по настоящему изобретению могут
содержать одно или более микроэмульсионных поверхностно-активных веществ.
Подходящие микроэмульсионные поверхностно-активные вещества включают, без
ограничений, полимерные поверхностно-активные вещества, поверхностно-
активные блок-сополимеры, поверхностно-активные диблок-сополимеры,
гидрофобно модифицированные поверхностно-активные вещества,
фторосодержащие поверхностно-активные вещества, неионные поверхностно-
активные вещества, анионные поверхностно-активные вещества, катионные
поверхностно-активные вещества, цвиттерионные поверхностно-активные
вещества, их производные и комбинации. Подходящие неионные поверхностно-
активные вещества включают, без ограничений, алкилполигликозиды, сложные
эфиры сорбита, сложные эфиры метилглюкозида, этоксилаты аминов, этоксилаты
диаминов, сложные эфиры полиглицерина, алкилэтоксилаты, спирты, являющиеся
полипропоксилированными и/или полиэтоксилированными или и то и другое
одновременно, их производные и комбинации. Подходящие катионные
поверхностно-активные вещества включают, без ограничений, сложные метиловые
эфиры аргинина, алканоламины, алкилендиамины, сложные алкиловые эфиры
сульфоновой кислоты, сульфонаты простого алкилового эфира,
алкилэфирсульфаты, алкилсульфаты щелочных металлов, алкил- или
алкиларилсульфонаты, сульфосукцинаты, алкил- или алкиларилдисульфонаты,
алкилдисульфаты, сульфаты полипропоксилированных и/или
полиэтоксилированных спиртов, таураты, оксиды аминов, оксиды алкиламинов, этоксилированные амиды, алкоксилированные жирные кислоты, алкоксилированные
спирты, этоксилированные жирные амины, этоксилированные алкиламины,
бетаины, модифицированные бетаины, алкиламидобетаины, четвертичные
аммониевые соединения, алкилпропоксиэтоксисульфонаты,
алкилпропоксиэтоксисульфаты, алкиларилпропоксиэтоксисульфонаты, их производные и комбинации. Характерные микроэмульсионные поверхностно-активные вещества могут также включать, без ограничений, полиоксиэтилен сорбитан монопальмитат, полиоксиэтилен сорбитан моностеарат, полиоксиэтилен сорбитан моноолеат, алкоксилаты линейных спиртов, сульфаты простых алкиловых эфиров, додецилбензолсульфоновую кислоту, линейные нонилфенолы, диоксан, этиленоксид, полиэтиленгликоль, этоксилированное касторовое масло, дипальмитоил-фосфатидилхолин, 4-(1 '-гептилнонил)-бензолсульфонат натрия, полиоксиэтилен-нонилфениловый простой эфир, диоктилсульфосукцинат натрия, тетраэтиленгликоль-додециловый простой эфир, октилбензолсульфонат натрия, гексадецилсульфат натрия, лауретсульфат натрия, оксид этилена, оксид дециламина, додециламинобетаин, додециламина оксид, любое их производное и любой их комбинация. В одном или нескольких неограничивающих воплощениях настоящего изобретения может быть использовано по меньшей мере два поверхностно-активных вещества в смеси для создания единой фазы микроэмульсии in situ. Подходящие микроэмульсионные поверхностно-активные вещества могут также включать поверхностно-активные вещества, содержащие неионную спейсерную группу, удлинняющую центральную часть полимера, и ионную или неионную полярную группу. В неограничивающих воплощениях настоящего изобретения неионная спейсерная группа, удлинняющая центральную часть полимера, может быть результатом полипропоксилирования, полиэтоксилирования, или смесью продуктов этих двух процессов.
Термин "производное", в значении, использующемся в настоящем изобретении, относится к любому соединению, которое получено от одного из идентифицированных соединений, например, путем замены в перечисленных соединениях одного атома другим атомом или группой атомов или перестановкой в указанных соединениях двух или более атомов.
Количество микроэмульсионного поверхностно-активного вещества, включенное в жидкость для гидроразрыва по настоящему изобретению, может быть основано на множестве факторов, включая, без ограничений, тип жидкости на водной основе, температуру пласта, использованное индивидуальное
поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ, тип включенных необязательных добавок и т.п. В некоторых формах осуществления изобретения, микроэмульсионное поверхностно-активное вещество присутствует в жидкости для гидроразрыва в количестве от примерно 0,001 масс.% до примерно 50 масс.% от массы жидкости для гидроразрыва пласта. В некоторых формах осуществления настоящего изобретения, микроэмульсионное поверхностно-активное вещество присутствует в жидкости для гидроразрыва в количестве от примерно 0,01 масс.% до примерно 20 масс.% от массы жидкости для гидроразрыва пласта.
В некоторых формах осуществления изобретения жидкость для гидроразрыва пласта может включать микроэмульсионное поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ или смесь поверхностно-активного вещества и дополнительного поверхностно-активного вещества. Подходящие дополнительные поверхностно-активные вещества, использующиеся в жидкостях для гидроразрыва пласта по настоящему изобретению, включают, без ограничений, спирты (например пропанол, бутанол, пентанол в виде их различных изомерных структур, этоксилированные и пропоксилированные спирты, гликоли), фенолы, тиолы, карбоксилаты, сульфонаты, кетоны, акриламиды, сульфонаты, пирролидоны, их производные и комбинации. В некоторых формах осуществления спирт, пригодный в качестве дополнительного поверхностно-активного вещества, может иметь от примерно 3 до примерно 10 атомов углерода. В одной форме осуществления настоящего изобретения, подходящие спирты могут включать, без ограничений, трет-бутанол, н-бутанол, н-пентанол, н-гексанол, 2-этил-гексанол, пропанол и втор-бутанол. Подходящие гликоли могут включать, без ограничений, этиленгликоль, полиэтиленгликоль, пропиленгликоли и триэтиленгликоль. В некоторых формах осуществления настоящего изобретения дополнительное поверхностно-активное вещество может быть включено в жидкости для гидроразрыва пласта по настоящему изобретению в количестве, составляющем от примерно 0,001 масс.% до примерно 20 масс.% от массы жидкости для гидроразрыва пласта.
В некоторых дополнительных формах осуществления изобретения добавление амфифильного полимера в жидкости для гидроразрыва пласта по настоящему изобретению может улучшать стабильность микроэмульсий. Не ограничиваясь какой-либо теорией, полагают, что такая стабилизация может быть
достигнута путем регулирования кривизны пленки поверхностно-активного вещества путем воздействия на гидрофильные и гидрофобные блоки, которые составляют амфифильные полимеры. В некоторых формах осуществления настоящего изобретения амфифильные полимеры могут быть интегрированы в пленку поверхностно-активного вещества для того, чтобы сформировать "полимерные щетки" (полимеры со связанными слоями), что в результате приводит к стабилизации различных структур поверхностно-активного вещества внутри мицелл с плоскими бислоями. Эта стабилизация может создать "эффект повышения эффективности", позволяя поверхностно-активной структуре поглощать больше неполярной и/или маслянистой жидкости, оставаясь в одной фазе. В некоторых формах осуществления изобретения эти стабилизированные микроэмульсии позволяют жидкостям для гидроразрыва пласта по настоящему изобретению поглощать до 50% больше или, альтернативно, до 60% больше неполярной и/или маслянистой жидкости, чем другие эмульсии или микроэмульсионные жидкие среды, не содержащие амфифильного полимера.
Амфифильный полимер, используемый в настоящем изобретении, может включать различные полимеры, известные в данной области техники, которые содержат гидрофобный и гидрофильный компоненты. В некоторых формах осуществления настоящего изобретения, амфифильный полимер может содержать от 2 до 50 мономерных звеньев. В некоторых формах осуществления изобретения, амфифильный полимер может содержать от 2 до 10 мономерных звеньев. Примеры гидрофобных компонентов, которые могут быть пригодны для применения, включают, без ограничения, алкильные группы, полибутадиен, полиизопрен, полистирол, полиоксистирол, любые их производные и любые их комбинации. Примеры гидрофильных компонентов, которые могут быть пригодны для применения, включают, без ограничения, полиэтиленоксид (ПЭО), полиакриловую кислоту (ПАК), полиацетат, диметилакриламид (ДМА), N-изопропилакриламид (НИППА), поливинилпирролидон (ПВП), полиэтиленимин (ПЭИ), любые их производные и любые их комбинации. Примеры амфифильных полимеров, которые могут быть пригодны для применения, включают, без ограничений, полибутадиен-полиэтиленоксид, полистирол-полиэтиленоксид, полистирол-полиакриловую кислоту, полиоксистирол-полиэтиленоксид, полистирол-полиэтилацетат, любые их производные и любые их комбинации. Другие примеры амфифильных полимеров, которые могут быть пригодны для использования в настоящем изобретении,
включают полимеры, содержащие группы на основе одного или более из
следующих соединений: акриламиды, виниловые спирты, винилпирролидоны,
винилпиридины, акрилаты, полиакриламиды, поливиниловые спирты,
поливинилпирролидоны, поливинилпиридины, полиакрилаты, полибутиленсукцинат,
полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидроксибутират-валерат,
полигидроксибутират-совалерат, поликапролактоны, полиэфирамиды,
полиэтилентерефталаты, сульфированный полиэтилентерефталат,
полиэтиленоксиды, полиэтилены, полипропилены, алифатическо-ароматический сложный сополиэфир, полиакриловые кислоты, полисахариды (такие как декстран или целлюлоза), хитины, хитозаны, белки, алифатические полиэфиры, полимолочные кислоты, полигликолиды, поли-?-капролактоны, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), полигидроксибутираты, полиангидриды, поликарбонаты, полиортоэфиры, полиаминокислоты, полиэтиленоксиды, полипропиленоксиды, полифосфазены, полиэфирамиды, полиамиды, полистиролы, любое их производное, любой сополимер, гомополимер, или тройной сополимер, или любая их смесь. В некоторых формах осуществления изобретения амфифильный полимер может содержать соединение, выбранное из группы, состоящей из гидроксиэтилакрилата, акриламида и гидроксиэтилметакрилата.
В некоторых формах осуществления настоящего изобретения амфифильный полимер может содержать один или более алкилэтоксилатов. В некоторых формах осуществления настоящего изобретения алкилэтоксилат может содержать алкильную и этоксильную группу. В некоторых формах осуществления изобретения гидрофильный компонент может быть длиннее и, например, иметь по меньшей мере 20 оксиэтиленовых звеньев. В некоторых формах осуществления настоящего изобретения гидрофильный компонент может быть длиннее и, например, иметь по меньшей мере 40 оксиэтиленовых звеньев. Коммерчески доступные источники таких амфифильных полимеров, которые могут быть пригодны для применения в настоящем изобретении, включают, без ограничений, некоторые моющие средства, доступные для приобретения под торговым названием BRIJ(r), такие как BRIJ(r)-30 (включает додециловый эфир полиэтиленгликоля), BRIJ(r)-35 (включает додециловый эфир полиоксиэтиленгликоля), BRIJ(r)-58 (включает гексадециловый эфир полиэтиленгликоля), BRIJ(r)-97 (включает олеиловый эфир полиоксиэтилена (10)), BRIJ(r)-98 (включает олеиловый эфир полиоксиэтилена (20)), и BRIJ(r)-700 (включает стеариловый эфир полиоксиэтилена (100)). Другие коммерчески
доступные источники таких амфифильных полимеров, которые могут быть пригодны для применения в настоящем изобретении, включают некоторые моющие средства, доступные для приобретения под торговым названием IGEPAL(r).
Амфифильный полимер должен присутствовать в жидкости по настоящему изобретению в количестве, достаточном для придания желаемой вязкости текучей среде (например, вязкости достаточной для отвода потока, снижения водоотдачи, образования суспензии твердых частиц и т.д.). В некоторых формах осуществления изобретения амфифильный полимер может присутствовать в жидкости для гидроразрыва пласта в количестве от примерно 0,01 моль% до примерно 5 моль% в расчете на количество микроэмульсионного поверхностно-активного вещества.
Гелеобразующие вещества, пригодные для применения в настоящем
изобретении, могут представлять собой любое вещество (например полимерный
материал), способное увеличивать вязкость жидкости для гидроразрыва пласта. В
некоторых формах осуществления настоящего изобретения гелеобразующее
вещество может включать один или несколько полимеров, которые имеют по
меньшей мере две молекулы, способные образовывать поперечные связи в реакции
сшивания в присутствии сшивающего агента, и/или полимеров, которые имеют по
меньшей мере две молекулы, являющиеся сшитыми таким путем (т.е., сшитое
гелеобразующее вещество). Гелеобразующие вещества могут быть природными
гелеобразующими веществами, синтетическими гелеобразующими веществами или
их комбинациями. Гелеобразующие вещества также могут быть катионными
гелеобразующими веществами, анионными гелеобразующими веществами или их
комбинациями. Подходящие гелеобразующие вещества включают, без ограничений,
полисахариды, биополимеры и/или их производные, которые содержат один или
более из следующих моносахаридов: галактозу, маннозу, глюкозид, глюкозу,
ксилозу, арабинозу, фруктозу, глюкуроновую кислоту или пиранозилсульфат.
Примеры подходящих полисахаридов включают, без ограничений, гуаровые камеди
(например гидроксиэтилгуаровую камедь, гидроксипропилгуаровую камедь,
карбоксиметилгуаровую камедь, карбоксиметилгидроксиэтилгуаровую камедь и
карбоксиметилгидроксипропилгуаровую камедь (КМГПГ)), производные целлюлозы
(например гидроксиэтилцеллюлозу, карбоксиэтилцеллюлозу,
карбоксиметилцеллюлозу и карбоксиметил гидроксиэтилцеллюлозу), ксантан, склероглюкан, диутан и их комбинации. В некоторых формах осуществления
изобретения, гелеобразующие вещества включают органический карбоксилированный полимер, такой как КМГПГ.
Подходящие синтетические полимеры включают, без ограничений, 2,2'-
азобис-(2,4-диметилвалеронитрил), 2,2'-азобис-(2,4-диметил-4-
метоксивалеронитрил), полимеры и сополимеры акриламида и
этилтриметиламмония хлорида, акриламида, солей акриламидо- и
метакриламидоалкил триалкиламмония, акриламидометилпропансульфокислоту,
акриламидопропил-триметиламмония хлорид, акриловую кислоту,
диметиламиноэтилметакриламид, диметиламиноэтилметакрилат,
диметиламинопропилметакриламид, диметиламинопропилметакриламид,
диметилдиаллиламмония хлорид, диметилэтилакрилат, фумарамид, метакриламид,
метакриламидопропилтриметиламмония хлорид, метакриламидопропилдиметил-н-
додециламмония хлорид, метакриламидопропилдиметил-н-октиламмония хлорид,
метакриламидопропилтриметиламмония хлорид, соли
метакрилоилалкилтриалкиламмония, метакрилоилэтилтриметиламмония хлорид,
метакриламидопропилдиметилцетиламмония хлорид, 1М-(3-сульфопропил)-1\1-
метакриламидопропил-1М,1\1-диметиламмония бетаин, 1М,1\1-диметилакриламид, N-
метилакриламид, нонилфеноксиполи(этиленокси)этилметакрилат, частично
гидролизованный полиакриламид, поли-2-амино-2-метилпропансульфоновую
кислоту, поливиниловый спирт, 2-акриламидо-2-метилпропансульфонат натрия,
кватернизованный диметиламиноэтилакрилат, кватернизованный
диметиламиноэтилметакрилат, их производные и комбинации. В некоторых формах осуществления изобретения гелеобразующее вещество содержит сополимер акриламида и 2-(метакрилоилокси)этилтриметиламмония метилсульфата. В некоторых формах осуществления изобретения гелеобразующее вещество может содержать сополимер акриламида и 2-(метакрилоилокси)этилтриметиламмония хлорида. В некоторых формах осуществления изобретения гелеобразующее вещество может содержать производное целлюлозы, которое включает целлюлозу, привитую аллильным или виниловым мономерами, такую как соединения, раскрытые в патентах US4982793, US5067565, и US5122549, полные описания которых включены в настоящее описание посредством ссылки.
Кроме того, в качестве гелеобразующих веществ могут быть использованы полимеры и сополимеры, которые содержат одну или более функциональных групп (например, гидроксил, цис-гидроксил, карбоновые кислоты, производные
карбоновых кислот, сульфат, сульфонат, фосфат, фосфонат, амино- или амидную группы).
Гелеобразующее вещество может присутствовать в жидкостях для гидроразрыва пласта, применимых в способах по настоящему изобретению в количестве, достаточном для того, чтобы обеспечить желаемую вязкость. В некоторых формах осуществления изобретения гелеобразующие вещества (т.е. полимерный материал) могут присутствовать в количестве от примерно 0,1 масс.% до приблизительно 10 масс.% от массы жидкости для обработки пласта. В некоторых формах осуществления изобретения, гелеобразующие вещества могут присутствовать в количестве от примерно 0,15 масс.% до примерно 2,5 масс.% от массы жидкости для гидроразрыва пласта.
В некоторых формах своего осуществления настоящее изобретение предлагает способы, включающие обеспечение жидкости для гидроразрыва пласта, содержащей водную среду, микроэмульсионное поверхностно-активное вещество и дополнительное поверхностно-активное вещество, причем упомянутая жидкость для гидроразрыва пласта по существу не содержит органического растворителя; и помещение этой жидкости для гидроразрыва пласта в подземный пласт со скоростью, достаточной для создания или увеличения по меньшей мере одного разрыва в подземном пласте.
В некоторых формах осуществления, настоящее изобретение предлагает способы, включающие обеспечение композиции, содержащей микроэмульсионное поверхностно-активное вещество, причем упомянутая композиция по существу не содержит органического растворителя; помещение этой композиции по меньшей мере в часть разрыва подземного пласта, имеющего первое значение проницаемости; и предоставление возможности этой композиции устранить водный барьер в подземном пласте для того, чтобы увеличить проницаемость подземного пласта до второго значения проницаемости.
В некоторых формах осуществления настоящего изобретения увеличение проницаемости подземного пласта коррелирует с восстановленной проницаемостью примерно на 50% или более. В некоторых предпочтительных формах осуществления изобретения увеличение проницаемости подземного пласта коррелирует с восстановленной проницаемостью примерно на 80% или более.
Для содействия лучшему пониманию настоящего изобретения ниже приведены примеры предпочтительных форм осуществления настоящего
изобретения. Следующие ниже примеры ни в коем случае не должны расцениваться как ограничивающие или определяющие объем настоящего изобретения.
Пример 1
Испытания восстановленной проницаемости проводились для различных поверхностно-активных веществ с использованием керна с проницаемостью по газу 150 мкД (9.869233x1 о-19 м^) из песчаника месторождения Crab Orchard Sandstone для имитации малопроницаемого газового пласта. В Таблице 1 приведен состав поверхностно-активных веществ, включая дециламина оксид (С10АО), кокоамидопропилбетаин (CFS-485), додециламина оксид (С12АО), микроэмульсионное поверхностно-активное вещество/добавку к растворителю (доступную для приобретения под названием GasPerm 1000(tm) от компании Halliburton Energy Services, Inc.), микроэмульсионную добавку (доступную для приобретения под названием МА-844 от компании CESI Chemical), рассол KCI и амфотерное поверхностно-активное вещество. Некоторые из образцов также включают дополнительное поверхностно-активное вещество (пирролидин, доступный для приобретения под названием SURFADONE(r) от компании ISP Performance Chemicals или бутанол). Испытания проводились в соответствии со следующим ниже описанием.
Микроэмульсионная добавка (МА-844)
Рассол KCI
Амфотерное ПАВ
17,5
Во-первых, измеряли начальную проницаемость путем пропускания азота через сухой керн. Затем образец керна насыщали рассолом KCI с концентрацией 3 масс.% в чистом виде или с добавкой в количестве 0,2 об.% от объема рассола. После этого пропускали через керн газообразный азот для того, чтобы определить восстановленную проницаемость. Фиг. 1 показывает результаты испытаний восстановленной проницаемости.
Как показано на Фиг. 1, керн, насыщенный рассолом KCI в чистом виде, претерпевает значительные повреждения (относительная проницаемость 70%) из-за образования водных барьеров. Проницаемость для газа сильно зависит от капиллярного давления и воды, распределенной по всем поровым каналам, о чем свидетельствует значительное снижение проницаемости, если керн пропитывают только одним рассолом. При добавлении поверхностно-активного вещества или поверхностно-активного вещества/комбинации растворителей, межфазное натяжение на границе фаз газ/вода было снижено, и поверхностно-активное вещество способствовало смачиванию водой поверхности поровых каналов. Считают, что поверхностно-активные вещества устраняют водные барьеры, что приводит к увеличению газодобычи. Из-за низкой вязкости воздуха, достижение высокой восстановленной проницаемости для потока газа в насыщенных водой кернах было затруднено.
Таким образом, настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения результатов и преимуществ, как упомянутых в настоящем описании, так и тех, которые ему присущи. Конкретные формы осуществления настоящего изобретения, раскрытые выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники, извлекающих пользу из приведенного здесь изобретения. Кроме того, для деталей конструкции или дизайна, указанных в данном описании, не подразумевается никаких ограничений кроме тех, которые описаны в приведенной ниже формуле изобретения. Поэтому очевидно, что конкретные иллюстративные
формы осуществления изобретения, раскрытые выше, могут быть изменены, скомбинированы или модифицированы и все такие варианты рассматриваются как находящиеся в пределах объема и сущности настоящего изобретения. Изобретение, иллюстративно раскрытое в этом описании, может быть соответствующим образом осуществлено на практике в отсутствие любого элемента, не описанного конкретно выше и/или любого дополнительного элемента, раскрытого в настоящем описании. Хотя композиции и способы описаны в терминах "содержащий", "вмещающий" или "включающий" различные компоненты или стадии, эти композиции и способы могут также быть описаны терминами "состоит по существу из" или "состоит из" различных компонентов и стадий. Все числа и диапазоны, описанные выше, могут варьировать в зависимости от некоторого количества. Всякий раз, когда численный диапазон с нижним и верхним пределами является раскрытым, любое количество и любой включенный диапазон, попадающие в данный интервал, также являются раскрытыми. В частности, каждый диапазон значений (в форме "от примерно а до примерно Ь", или, что то же самое, "приблизительно от а до Ь", или, что то же самое, "от а до приблизительно Ь"), раскрытый в настоящем описании, следует понимать как подробное изложение каждого числа и диапазона, входящего в более широкий диапазон значений. Также, термины в формуле изобретения имеют свою обычное, общеизвестное значение, если иное толкование явно и четко не определено патентообладателем. Кроме того, термины, использующиеся в единственном числе, означают один или несколько элементов, вводимых этим термином. Если имеется конфликт в употреблении слова или термина в данном описании и в одном или более патенте (патентах) или других документах, которые могут быть включены в данное описание путем ссылки, то должны быть приняты определения, которые согласуются с настоящим описанием.
Формула изобретения
1. Способ, включающий:
обеспечение жидкости для гидроразрыва пласта содержащей: водную среду, и
микроэмульсионное поверхностно-активное вещество, где упомянутая жидкость для гидроразрыва пласта по существу не содержит органического растворителя; и помещение этой жидкости для гидроразрыва пласта в подземный пласт со скоростью, достаточной для создания или увеличения по меньшей мере одного разрыва в подземном пласте.
2. Способ по п. 1, в котором жидкость для гидроразрыва пласта дополнительно содержит по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из кислоты, биоцида, разжижителя, стабилизатора неустойчивых глин, ингибитора коррозии, понизителя трения, гелеобразующего вещества, сшивающего агента, стабилизатора выпадения железосодержащих осадков, ингибитора образования отложений, поверхностно-активного вещества, расклинивающего агента и любой их комбинации.
3. Способ по п. 1 или п. 2, в котором микроэмульсионное поверхностно-активное вещество выбрано из группы, состоящей из полимерного поверхностно-активного вещества, поверхностно-активного блок-сополимера, поверхностно-активного диблок-сополимера, гидрофобно модифицированного поверхностно-активного вещества, фторсодержащего поверхностно-активного вещества, неионного поверхностно-активного вещества, анионного поверхностно-активного вещества, катионного поверхностно-активного вещества, цвиттерионного поверхностно-активного вещества и любой их комбинации.
4. Способ по любому из пп. 1-3, в котором водная среда содержит по меньшей мере один компонент, выбранный из группы, состоящей из пресной воды, соленой воды, гликоля, рассола, утяжеленного рассола и любой их комбинации.
5. Способ по любому из пп. 1-4, в котором микроэмульсионное поверхностно-активное вещество присутствует в жидкости для гидроразрыва в количестве от примерно 0,01 масс.% до примерно 20 масс.% от массы жидкости для гидроразрыва пласта.
6. Способ по любому из пп. 1-5, включающий также дополнительное поверхностно-активное вещество.
7. Способ по п. 6, в котором дополнительное поверхностно-активное вещество выбрано из группы, состоящей из спирта, гликоля, фенола, тиола, карбоксилата, кетона, акриламида, сульфоната, пирролидона, любого их производного и любой их комбинации.
8. Способ по любому из пп. 1-7, в котором микроэмульсионное поверхностно-
активное вещество выбрано из группы, состоящей из сложного метилового эфира
аргинина, алканоламина, алкилендиамида, сложного алкилового эфира
сульфоновой кислоты, сульфоната простого алкилового эфира,
алкилэфирсульфата, алкилсульфата щелочного металла, алкил- или
алкиларилсульфоната, сульфосукцината, алкил- или алкиларилдисульфоната,
алкилдисульфата, сульфата полипропоксилированного и/или
полиэтоксилированного спирта, таурата, оксида амина, этоксилированного амида,
алкоксилированной жирной кислоты, алкоксилированного спирта,
этоксилированного жирного амина, этоксилированного алкиламина, бетаина,
модифицированного бетаина, алкиламидобетаина, четвертичного аммониевого
соединения, любого их производного и любой их комбинации.
9. Способ, включающий:
обеспечение композиции содержащей:
микроэмульсионное поверхностно-активное вещество,
где упомянутая композиция по существу не содержит органического
растворителя;
помещение этой композиции по меньшей мере в часть разрыва подземного пласта, имеющего первое значение проницаемости; и
предоставление возможности этой композиции устранить водный барьер в подземном пласте для того, чтобы увеличить проницаемость подземного пласта до второго значения проницаемости.
10. Способ по п. 9, в котором микроэмульсионное поверхностно-активное
вещество выбрано из группы, состоящей из сложного метилового эфира аргинина,
алканоламина, алкилендиамида, сложного алкилового эфира сульфоновой кислоты,
сульфоната простого алкилового эфира, алкилэфирсульфата, алкилсульфата
щелочного металла, алкил- или алкиларилсульфоната, сульфосукцината, алкил-
или алкиларил-дисульфоната, алкилдисульфата, сульфата
полипропоксилированного и/или полиэтоксилированного спирта, таурата, оксида амина, этоксилированного амида, алкоксилированной жирной кислоты, алкоксилированного спирта, этоксилированного жирного амина, этоксилированного алкиламина, бетаина, модифицированного бетаина, алкиламидобетаина, четвертичного аммониевого соединения, любого их производного и любой их комбинации.
11. Способ по п. 9 или п. 10, в котором увеличение проницаемости подземного пласта коррелирует с восстановленной проницаемостью приблизительно на 50% или более.
12. Способ по любому из п.п. 9-11, в котором увеличение проницаемости подземного пласта коррелирует с восстановленной проницаемостью приблизительно на 80% или более.
13. Способ по любому из п.п. 9-12, в котором композиция также содержит дополнительное поверхностно-активное вещество.
14. Способ по любому из п.п. 9-13, в котором микроэмульсионное поверхностно-активное вещество образует микроэмульсию внутри подземного пласта.
11.
WO 2(П 3/133%3
PC:'IVUS2013/026684
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26)