[go: up one dir, main page]

RU2690577C1 - Флюиды и способы для обработки нефтегазоносных пластов - Google Patents

Флюиды и способы для обработки нефтегазоносных пластов Download PDF

Info

Publication number
RU2690577C1
RU2690577C1 RU2017142926A RU2017142926A RU2690577C1 RU 2690577 C1 RU2690577 C1 RU 2690577C1 RU 2017142926 A RU2017142926 A RU 2017142926A RU 2017142926 A RU2017142926 A RU 2017142926A RU 2690577 C1 RU2690577 C1 RU 2690577C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
fluid
acid
viscosity
polymer
oil
Prior art date
Application number
RU2017142926A
Other languages
English (en)
Inventor
Харольд Д. БРЭННОН
Лэймин ЛИ
Цзя ЧЖОУ
Хун СУНЬ
Магнус ЛЕГЕМАХ
Original Assignee
Бейкер Хьюз, Э Джии Компани, Ллк
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бейкер Хьюз, Э Джии Компани, Ллк filed Critical Бейкер Хьюз, Э Джии Компани, Ллк
Application granted granted Critical
Publication of RU2690577C1 publication Critical patent/RU2690577C1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/502—Oil-based compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/44—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing organic binders only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/20—Hydrogen sulfide elimination
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/24—Bacteria or enzyme containing gel breakers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/605—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing biocides
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Lubricants (AREA)

Abstract

Изобретение относится к обработке нефтегазоносных пластов и может быть использовано при временном закупоривании нефтегазоносного пласта. Предлагается флюид для временного закупоривания нефтегазоносного пласта, содержащий флюид-носитель и сшитый синтетический полимер, содержащий нестабильную группу для его разрушения при изменении условий во флюиде; временная пробка, содержащая указанный выше флюид, которая используется в отклоняющей обработке нефтегазоносного пласта или для перекрытия пути для воды и/или газа в нефтегазоносном пласте в течение обработки; а также способ временного закупоривания по меньшей мере части нефтегазоносного пласта, включающий закачку указанного выше флюида в пласт в процессе обработки для интенсификации притока, обработки гидроразрывом, кислотной обработки, обработки для снижения трения, отклоняющей обработки или операции заканчивания скважины, формирование временной пробки, содержащей указанный выше флюид, создание для временной пробки условий, приводящих к разрушению флюида, и извлечение разрушенного флюида. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 3 н. и 12 з.п. ф-лы.

Description

[0001] Настоящая заявка испрашивает приоритет согласно предварительной заявке на патент США № 62/169199, поданной 1 июня 2015 г., содержание которой полностью включено в настоящую заявку посредством ссылки.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Гидроразрыв представляет собой процесс, с помощью которого создают разломы или трещины в подземной зоне путем закачки жидкости для гидроразрыва под давлением, превышающим давление развития трещины в породе. Жидкость для гидроразрыва создает или увеличивает трещины в подземной зоне, и в созданную трещину можно закачать дисперсный расклинивающий материал, суспендированный в жидкости для гидроразрыва. По мере закачки в пласт флюида и проппанта, созданная трещина продолжает расти. Проппанты остаются в трещине в виде проницаемого «заполнителя», который предназначен для удержания трещин в открытом состоянии или «расклинивания«. Жидкость для гидроразрыва может быть «разрушена» и извлечена путем добавления разрушающего агента или в результате использования системы отсроченного разрушения, уже присутствующей в жидкости для гидроразрыва для снижения ее вязкости. Уменьшение вязкости жидкости, наряду с ее инфильтрацией из созданной трещины в проницаемые зоны пласта дает возможность трещине смыкаться на проппантах после обработки. Сохраняя трещину в открытом состоянии, проппанты обеспечивают высокопроводящий путь для течения углеводородов и/или других пластовых флюидов в ствол скважины.
[0003] Для процесса гидроразрыва известно множество методик и применений, которые включают формирование временной пробки, пока выполняются другие этапы или процессы, причем позднее пробка должна быть удалена. Часто такие пробки создают для временного блокирования пути потока или торможения движения флюидов или других материалов, таких как текучие частицы, вода или газ, в особом направлении на некоторый период времени, а позднее движение или поток становится желательным. Следовательно, существует потребность в материале для создания временной пробки в операциях по гидроразрыву, которая может быть точно помещена внутри трещины, легко разрушена и впоследствии удалена из нефтегазоносного пласта.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0004] Раскрыт флюид для временного закупоривания нефтегазоносного пласта, содержащий флюид-носитель и сшитый синтетический полимер, в которомполимер содержит нестабильную группу для его разрушения при изменении условий в флюиде.
[0005] В другом варианте реализации изобретения предложена временная пробка, содержащая вышеописанный флюид.
[0006] В другом варианте реализации изобретения предложен способ для временного закупоривания по меньшей мере части нефтегазоносного пласта, включающий закачку флюида в пласт в течение обработки, формирование временной пробки, содержащей флюид, создание для временной пробки условий, которые приводят к разрушению флюида, и извлечение разрушенного флюида.
[0007] Примеры вышеописанных и других особенностей представлены ниже в Подробном описании сущности изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0008] В данном документе описан флюид для временного закупоривания нефтегазоносного пласта, содержащий сшитый синтетический полимер и флюид-носитель. Сшитый полимер исходно повышает вязкость флюида, и он полезен для создания временной пробки при различных обработках нефтегазоносного пласта, например, при отклонении или перекрытии пути для воды и/или газа. В предпочтительном варианте, синтетический полимер является «саморазрушающимся», т. е., для его разрушения не требуется внешняя разрушающая добавка, хотя внешняяразрушающая добавка может использоваться. Разрушение может происходить через некоторое время или при изменении условий в флюиде, на те, при которых полимер саморазрушается, например, при изменении температуры, что ниже описано более подробно. Эта особенность дает возможность более точно размещать флюид и легко удалять его после разрушения. Сшивка синтетического полимера дает возможность дополнительной регулировки флюидной системы, описанной в данном документе, поскольку флюиды могут быть приготовлены адаптированными к требованиям различных применений, в которых нужны разные скорости разрушения полимера.
[0009] Соответственно, синтетический полимер, используемый во флюиде, имеет ряд полезных особенностей. Полимер является синтетическим, или искусственно созданным полимером. Следовательно, он не подвержен флуктуациям, как некоторые природные полимеры.
[0010] Кроме того, синтетический полимер хорошо растворим в водных флюидах-носителях, например, водных средах, таких как вода или жидкость для гидроразрыва с понизителем трения. Высокая растворимость дает возможность быстро повышать вязкость флюида при смешивании с полимером. Таким образом, полимер содержит основную цепь, содержащую звенья, полученные полимеризацией (мет)акриламида, N-(C1-C8 алкил)(мет)акриламида, N,N-ди(C1-C8 алкил) (мет)акриламида,винилового спирта, аллилового спирта, винилацетата, акрилонитрил, (мет)акриловой кислоты, этакриловой кислоты, α-хлоракриловой кислоты, β-цианоакриловой кислоты, β-метилакриловой кислоты (кротоновой кислоты), α-фенилакриловой кислоты, β-акрилоксипропионовой кислоты, малеиновой кислоты, малеинового ангидрида, фумаровой кислоты, итаконовой кислоты, сорбиновой кислоты, α-хлорсорбиновой кислоты, 2'-метилизокротоновой кислоты, 2-акриламидо-2-метилпропансульфокислоты, аллилсульфокислоты, винилсульфокислоты, аллилфосфоновой кислоты, винилфосфоновой кислоты, соответствующей соли любого из вышеуказанных мономеров (например, акрилата натрия), (C1-3 алкил) (мет)акрилата, (гидрокси-C1-6 алкил) (мет)акрилата, (дигидрокси-C1-6 алкил) (мет)акрилата, (тригидрокси-C1-6 алкил) (мет)акрилата, диаллилдиметиламмоний хлорида, N,N-ди-(C1-6 алкил)амино (C1-6 алкил) (мет)акрилата, 2-этил-2-оксазолина, (мет)акрилокси(C1-6 алкил) три(C1-6 алкил)аммоний галида), 2-винил-1-метилпиридиний галида), 2-винилпиридин N-оксида), 2-винилпиридина или комбинации, содержащей по меньшей мере одно из вышеуказанных соединений.
[0011] Конкретные примеры вышеуказанных соединений включают акриламид, метакриламид, N-метилакриламид, N-метилметакриламид, N,N-диметилакриламид, N-этилакриламид, N,N-диэтилакриламид, N-циклогексилакриламид, N-бензилакриламид, N,N-диметиламинопропилакриламид, N,N-диметиламиноэтилакриламид, N-трет-бутил акриламид, N-винилформамид, N-винилацетамид, акрилонитрил, метакрилонитрил, виниловый спирт, комбинацию акриламида и акриловой кислоты, диаллилдиметиламмоний хлорид, (мет)акрилат 1-глицерин, 2-диметиламиноэтил(мет)акрилат), 2-гидроксиэтилметакрилат, комбинация 2-гидроксиэтилметакрилата и метакриловой кислоты), 2-гидроксипропилметакрилат, 2-метакрилоксиэтилтриметиламмоний бромид), 2-винилпиридин), и 3-хлор-2-гидроксипропил-2-метакрилоксиэтил диметиламмоний хлорид.
[0012] Звенья, которые не придают полимеру водорастворимости, тоже могут в нем присутствовать, при условии, что тип и количество таких звеньев не оказывают значительного отрицательного действия на целевое предназначение полимера, в частности, на его водорастворимость. Неограничивающие примеры таких гидрофобных фрагментов включают (C3-16 алкил) (мет)акрилат, (мет)акрилонитрил, стирол, альфа-метилстирол, этилен, изопрен, бутадиен и т. п. В варианте реализации изобретения, полимеры содержат менее, чем 25 моль % таких звеньев или не имеют их вовсе.
[0013] В случаях, когда синтетический полимер содержит гидрофобные звенья, количество и тип звеньев выбраны таким образом, чтобы придать полимеру параметр растворимости, близкий к параметру флюида-носителя, для того чтобы полимер мог быстро растворяться в флюиде-носителе. Выбор звеньев может определяться, частично, с использованием параметра растворимости Гильдебранда химических заместителей, количественного параметра, который указывает на характер относительной растворимости в конкретном растворителе (в данном случае, флюид-носитель). Подбирая структуру полимера (например, комбинацией подходящих количеств гидрофильных фрагментов с гидрофобными фрагментами), можно подогнать параметр растворимости полимера к значению, близкому к параметру растворимости конкретного флюида-носителя. Параметр растворимости полимера может быть рассчитан исходя из относительных массовых концентраций каждого заместителя полимера по уравнению (1):
δполимер= w1δ1 + w2δ2 (1)
гдеδполимеробозначает параметр растворимости Гильдебранда сополимера, δ1обозначает параметр растворимости гидрофильных полимерных фрагментов, w1 обозначает массовую концентрацию гидрофильных полимерных фрагментов, δ2 обозначает параметр растворимости гидрофобных полимерных фрагментов и w2 обозначает массовую концентрацию гидрофобных полимерных фрагментов. В варианте реализации изобретения, рассчитанный параметр растворимости полимера входит в около 25% параметра растворимости флюида-носителя или в около 15% параметра растворимости флюида-носителя.
[0014] Синтетический полимер может быть гомополимером или сополимером, включая блок-сополимер, чередующийся блок-сополимер, статистический сополимер, статистический блок-сополимер, привитой сополимер или звездчатый блок-сополимер. Кроме того, он может быть иономерным. Полимер может быть линейным, разветвленным или сшитым. В некоторых вариантах реализации изобретения, полимер представляет собой сшитый полимер.
[0015] Может использоваться комбинация двух или более полимеров. Например, флюид может содержать первый синтетический полимер, как описано выше, и второй полимер, которые смешаны друг с другом или сополимеризованы. Сополимеризация может включать ковалентное связывание и/или ионное связывание. Второй полимер может быть синтетическим или природным и гидрофобным или гидрофильным, при условии, что полученная полимерная композиция растворима в флюиде-носителе.
[0016] Примеры синтетических гидрофобных полимеров включают полиацетали, полиолефины, поликарбонаты, полистиролы, полиэфиры, полиамиды, полиамидимиды, полиарилаты, полиарилсульфоны, полиэфирсульфоны, полифениленсульфиды, поливинилхлориды, полисульфоны, полиимиды, полиэфиримиды, политетрафторэтилены, полиэфиркетоны, полиэфирэфиркетоны, полиэфиркетонкетоны, полибензоксазолы, полифталимиды, полиангидриды, поливинилэфиры, поливинилтиоэфиры, поливинилкетоны, поливинилгалиды, поливинилнитрилы, поливинилэфиры, полисульфонаты, полисульфиды, сложные политиоэфиры, полисульфонамиды, полимочевину, полифосфазены, полисилазаны, полиэтилентерефталат, полибутилентерефталат, полиуретан, политетрафторэтилен, полихлортрифторoэтилен, поливинилиденфторид, полиоксадиазолы,полибензотиазинофенотиазины, полибензотиазолы, полипиразинохиноксалины, полипиромеллитимиды, полихиноксалины, полибензимидазолы, полиоксиндолы, полиоксоизоиндолины, полидиоксоизоиндолины, политриазины, полипиридазины, полипиперазины, полипиридины, полипиперидины, политриазолы, полипиразолы, полипирролидины, поликарбораны, полиоксабициклононаны, полидибензофураны и полисилоксаны. Может использоваться комбинация, содержащая по меньшей мере одно из вышеуказанных соединений. В варианте реализации изобретения, полимерные композиции не содержат никаких из вышеуказанных синтетических гидрофобных полимеров, за исключением случаев, когда такие полимеры используются в других целях, таких как покрытие для проппанта.
[0017] Полимер «природного происхождения» представляет собой полимер, полученный из живых организмов, включая животных, растения и микроорганизмы. Примеры полимеров природного происхождения могут включать полисахариды, производные полисахаридов (например, гидроксиэтил гуар (HEG), карбоксиметил гуар (CMG), карбоксиэтил гуар (CEG), карбоксиметил гидроксипропил гуар (CMHPG)), целлюлоза, производные целлюлозы (например, гидроксиэтилцеллюлоза (HEC), гидроксипропилцеллюлоза (HPC), карбоксиметилцеллюлоза (CMC), карбоксиэтилцеллюлоза (CEC), карбоксиметил гидроксиэтилцеллюлоза (CMHEC), карбоксиметил гидроксипропилцеллюлоза (CMHPC)), камедь карайи, камедь рожкового дерева, пектин, трагакант, камедь акации, каррагенан, альгинаты (например, соли альгината, пропиленгликольальгинат и т. п), агар, геллан, ксантан, склероглюкан или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанных веществ. В некоторых вариантах реализации изобретения, полимерные композиции не содержат природного полимера, например, не содержат гуар.
[0018] В случаях, когда используется комбинация гидрофильного и гидрофобного полимеров, рассчитанный параметр растворимости полимерной смеси входит в около 25% параметра растворимости флюида-носителя или в около 15% параметра растворимости флюида-носителя. Параметр растворимости полимерной смеси может быть рассчитан по уравнению (2)
δполимер= w1δ1 + w2δ2 (2)
где δполимер обозначает параметр растворимости Гильдебранда полимерной смеси, δ1 обозначает параметр растворимости гидрофильного полимера, w1 обозначает массовую концентрацию гидрофильного полимера, δ2 обозначает параметр растворимости гидрофобного полимера и w2 обозначает массовую концентрацию гидрофобного полимера.
[0019] В некоторых вариантах реализации изобретения, полимер представляет собой подходящий сшитый полимер, который может быть сшит перед или в течение операции гидроразрыва. Например, полимер может быть сополимеризован со способными к сшиванию звеньями, и способные к сшиванию звенья сшиваются в течение операции гидроразрыва. В некоторых вариантах реализации изобретения, для сшивки синтетического полимера, к флюиду добавляют сшивающий агент. Сшивка происходит, например, с использованием ковалентных связей, ионных связей, водородных связей, металлических связей или комбинации, включающей по меньшей мере один из вышеуказанных вариантов связей. Сшивка полимера может дополнительно увеличивать вязкость получаемой жидкости для гидроразрыва, улавливать материалы проппанта, предотвращать осаждение материалов проппанта и создавать возможность формирования временной пробки в нефтегазоносном пласте.
[0020] Сшивающий агент может быть металлическим или органическим. Типичные органические сшивающие агенты включают ди(мет)акриламид диамина, такой как диакриламид пиперазина, C1-8 алкилен бисакриламид, такой как метилен-бис-акриламид и этилен бис-акриламид, N-метилольные соединения ненасыщенного амида, такие как N-метилол метакриламид или N-метилол акриламид, (мет)акрилатные сложные эфиры ди-, три- или тетрагидрокси-соединения, такие как этиленгликоль диакрилат, поли(этиленгликоль) ди(мет)акрилат, триметилoпропан три(мет)акрилат, этоксилированный триметилол три(мет)акрилат, глицерин три(мет)акрилат), этоксилированный глицерин три(мет)акрилат, пентаэритритол тетра(мет)акрилат, этоксилированный пентаэритритол тетра(мет)акрилат, бутандиол ди(мет)акрилат), дивиниловое или диаллиловое соединение, такое как аллил (мет)акрилат, алкоксилированный аллил(мет)акрилат, диаллиламид 2,2'-азобис(изомасляной кислоты), триаллилцианурат, триаллилизоцианурат, диаллиловый эфир малеиновой кислоты, полиаллиловые сложные эфиры, тетрааллилоксиэтан, триаллиламин и тетрааллилэтилендиамин, полиол, гидроксиаллил или акрилатные соединения и аллиловые сложные эфиры фосфорной кислоты или фосфористой кислоты; водорастворимые диакрилаты, такие как поли(этиленгликоль) диакрилат (например, PEG 200 диакрилат или PEG 400 диакрилат); фенольные соединения, фенол-генерирующие соединения, (например, фенилацетат, гидрохинон, фенол, полифенолы) и альдегиды, альдегид-содержащие или альдегид-генерирующие соединения (например, гексаметилентетрамин). Может использоваться также комбинация, содержащая любой из вышеописанных сшивающих агентов. В некоторых вариантах реализации изобретения, сшивающий агент включает фенол-генерирующее соединение (например, фенилацетат) и альдегид-генерирующее соединение (например, гексаметилентетрамин). Эти фенолформальдегидные сшивающие агенты могут вступать в реакцию с повторяющимися фрагментами полимера, например, coполимера поли(акриламид), с образованием сшитого полимерного геля.
[0021] Неограничивающие примеры металлических сшивающих агентов включают сшивающие агенты, содержащие металл, такой как бор, титан, цирконий, кальций, магний, железо, хром и/или алюминий, так же как металлорганические соединения, комплексы, ионы или их соли, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно вещество из вышеуказанных. Неограничивающие примеры этих металлсодержащих сшивающих агентов включают: бораты, двухвалентные ионы, такие как Ca2+, Mg2+, Fe2+, Zn2+ и их соли; трехвалентные ионы, такие как Al3+, Fe3+ и их соли; атомы металлов, таких как титан или цирконий, в +4 окисленном (валентном) состоянии.
[0022] Сшивающий агент может присутствовать в флюиде в количестве от около 0,01 массового процента (% мас.) до около 10 % мас., предпочтительно от около 0,02 % мас. до около 1,0 % мас., относительно общей массы флюида.
[0023] Синтетический полимер содержит нестабильную функциональность, которая приводит к снижению вязкости флюида при изменении условий в флюиде. Без привязки к теории, считается, что активация нестабильной группы способствует или приводит к разрушению синтетического полимера. Активация может осуществляться, например, окислением, восстановлением, светодеструкцией, термодеструкцией, гидролизом, химическим разложением или микробиологическим разрушением, в зависимости от нестабильной функциональности. Скорость разрушения полимера может зависеть, например, от типа нестабильной группы, состава, последовательности, длины, геометрии молекулы, молекулярной массы, стереохимии, гидрофильности, гидрофобности, добавок и окружающих условий, таких как температура, присутствие влаги, кислорода, микроорганизмов, ферментов, и pH флюида. Разрушение нестабильной группы дает возможность снизить вязкость флюида или временной пробки и способствует ее удалению из трещины после достижения эффекта, который от пробки требовался.
[0024] Нестабильная функциональность может представлять собой водорастворимые группы. Нестабильные группы могут включать сложноэфирные группы, амидные группы, карбонатные группы, азогруппы, дисульфидные группы, ортосложноэфирные группы, ацетальные группы, простые эфиры, содержащие сложноэфирные группы, простые эфирные группы, силильные группы, фосфазиновые группы, уретановые группы, сложные эфиры, содержащие амидные группы, простые эфиры, содержащие амидные группы, ангидридные группы и любое их производное или комбинацию. Нестабильная группа может быть получена из олигомерных или короткоцепочечных молекул, которые включают поли(ангидриды), поли(ортоэфиры), поли(молочные кислоты), поли(гликолевые кислоты), поли(капролактоны), поли(гидроксибутираты), полифосфазены, поли(карбонаты), полиацетали, полиэфиры, содержащие сложноэфирные группы, полиэфирамиды, полицианоакрилаты, полиуретаны, полиакрилаты или т. п., или комбинация, содержащая по меньшей мере одну из вышеуказанных олигомерных или короткоцепочечных молекул. Нестабильная группа может быть получена из гидрофильных полимерных блоков, содержащих поли(алкиленгликоль), поли(спирт), произведенный гидролизом поли(винилацетата), поли(винилпирролидон), полисахарид, хитин, хитозан, белок, поли(аминокислоту), поли(алкиленоксид), поли(амид), поли(кислоту), полиол и любое производное, coполимер, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанных соединений.
[0025] Полимер можно приготовить по любой из методик, хорошо известных специалистам в данной области техники. Например, для получения высоких молекулярных масс, полимер может быть произведен эмульсионной (или обратной эмульсионной) полимеризацией. При эмульсионной или обратной эмульсионной полимеризации, полимер суспендируют в флюиде. Флюид, в котором суспендирован полимер, может представлять собой воду. Производство и применение полимера в виде эмульсии дает возможность использовать его в виде жидкой добавки, что упрощает его использование в флюиде.
[0026] Полимер может иметь среднечисленную молекулярную массу (Mn) от около 2000000 до около 25000000 грамм на моль (г/моль), конкретно, от около 10000000 до около 20000000 г/моль.
[0027] В типичном варианте реализации изобретения, полимер, применяемый в флюиде, представляет собой полиакриламид. Имеющийся в продаже синтетический полимер, имеющий нестабильные группы и содержащий полиакриламиды, под торговой маркой MaxPerm2O®иMaxPerm2OA®, поставляет компания Baker Hughes, Inc. В некоторых вариантах реализации изобретения, полимер применяемый в флюиде, представляет собой супервпитывающий полимер.
[0028] Полимер присутствует в флюиде в количестве от около 0,01 до около 20 массовых процентов (% мас.), предпочтительно от около 0,05 до около 10 % мас. и более предпочтительно, от около 0,1 до около 5 % мас., относительно общей массы флюида.
[0029] Флюид дополнительно содержит флюид-носитель. Флюид-носитель может быть водным флюидом-носителем или неводным флюидом-носителем. Флюид-носитель, в общем случае, пригоден для использования в скважинах для добычи углеводородов (т. е., нефти и газа), например, он может представлять собой воду или жидкость гидроразрыва с понизителем трения. В некоторых вариантах реализации изобретения, флюид-носитель сольватирует полимер и переносит проппантные материалы в глубину скважины к нефтегазоносному пласту. В некоторых вариантах реализации изобретения, полимер и флюид-носитель образуют суспензию, например, в случаях, когда флюид-носитель представляет собой неводный флюид-носитель.
[0030] Флюид может быть суспензией, гелем (например, гидрогелем), эмульсией или пеной. В данном документе принято, что термин «эмульсия» относится к смеси двух или более обычно несмешивающихся жидкостей, формирующей двухфазную коллоидную систему, в которой дисперсная жидкая фаза диспергирована в непрерывной жидкой фазе. Например, флюид может представлять собой эмульсию масло-в-воде. В данном документе принято, что термин «суспензия» относится к густой суспензии твердых частиц в жидкости. В данном документе принято, что термин «гель» относится к твердому желеобразному материалу. Подобие геля твердому телу обусловлено образованием внутри жидкости трехмерной сшитой сети, причем молекулы жидкости диспергированы в непрерывной фазе внутри твердой непрерывной фазы. Гель может быть в основном жидким. Флюид может также представлять собой загущенную суспензию.
[0031] Вода является, в общем случае, основным компонентом общей массы флюида-носителя. Водный флюид-носитель может представлять собой пресную воду, минерализованный раствор (включая морскую воду), водную кислоту, например, неорганическую кислоту или органическую кислоту, водное основание или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанных веществ. Минерализованный раствор может представлять собой, например, морскую воду, добытую воду, жидкость заканчивания скважин или комбинацию, содержащую по меньшей мере одну из вышеуказанных жидкостей. Свойства минерализованного раствора могут зависеть от его особенностей и компонентов. Морская вода, например, может содержать многочисленныекомпоненты, включая сульфат, бром и следовые металлы, помимо обычных галидсодержащих солей. Добытая вода может быть водой, извлеченной из пласта (например, углеводородного пласта) или добытой из земли. Добытая вода может также упоминаться как пластовый рассол и содержать компоненты, включающие барий, стронций и тяжелые металлы. Дополнительно к встречающимся в природе минерализованным растворам (например, морская вода и добытая вода), минерализованная жидкость для заканчивания скважин может быть приготовлена из пресной воды путем добавления различных солей, например, NaC1, KC1, NaBr, MgC12, CaC12, CaBr2, ZnBr2, NH4C1, формиата натрия, формиата цезия и комбинаций, содержащих по меньшей мере одну из вышеуказанных солей. Соль может присутствовать в минерализованном растворе в количестве от около 0,5 до около 50 массовых процентов (% мас.), конкретно от около 1 до около 40 % мас., и более конкретно от около 1 до около 25 % мас., относительно массы жидкости для гидроразрыва. Флюид-носитель может представлять собой утилизированную воду жидкости для гидроразрыва или ее отстой. В варианте реализации изобретения, водный флюид-носитель представляет собой жидкость гидроразрыва с понизителем трения, которая имеет вязкость, например, от 1 до 3 сП (от 0,001 до 0,003 Па-сек) при 20°C.
[0032] Водный флюид-носитель может быть водной неорганической кислотой, такой как соляная кислота, азотная кислота, фосфорная кислота, серная кислота, борная кислота, фтористоводородная кислота, бромистоводородная кислота, хлорная кислота или комбинация, содержащая по меньшей мере одну из вышеуказанных кислот. Флюид может быть водной органической кислотой, включая карбоновую кислоту, сульфоновую кислоту или комбинацию, содержащую по меньшей мере одну из вышеуказанных кислот. Типичные карбоновые кислоты включают муравьиную кислоту, уксусную кислоту, хлоруксусную кислоту, дихлоруксусную кислоту, трихлоруксусную кислоту, трифторуксусную кислоту, пропионовую кислоту, масляную кислоту, щавелевую кислоту, бензойную кислоту, фталевую кислоту (включая орто-, мета- и пара-изомеры) и т. п. Типичные сульфоновые кислоты включают C1-20 алкилсульфоновую кислоту, где алкильная группа может быть разветвленной или неразветвленной и может быть замещенной или незамещенной, или C3-20 арилсульфоновую кислоту, где арильная группа может быть моноциклической или полициклической и необязательно содержит от 1 до 3 гетероатомов (например, N, S или P). Алкилсульфоновые кислоты могут включать, например, метансульфоновую кислоту. Арилсульфоновые кислоты включают, например, бензолсульфоновую кислоту или толуолсульфоновую кислоту. В некоторых вариантах реализации изобретения, арильная группа может быть C1-20 алкил-замещенной, т. е., является алкилариленовой группой или присоединена к фрагменту сульфоновой кислоты через C1-20 алкиленовую группу (т. е., арилалкиленовую группу), где алкил или алкилен могут быть замещенными или незамещенными.
[0033] В варианте реализации изобретения, флюид-носитель представляет собой неводный флюид-носитель. Общеизвестно, что неводный флюид-носитель содержит нелетучие алифатические и ароматические углеводороды и их смеси. Типичные неводные флюиды-носители включают, но не ограничиваются этим, керосин, нефть парафинового основания, минеральное масло, сырую нефть, дистилляты сырой нефти, растительные масла, силиконовые жидкости, галогенированные растворители, сложноэфирные спирты, C6-12 первичные, вторичные итретичные спирты, гликолевые эфиры, гликоли (например, полипропиленгликоль с молекулярной массой более чем 1000 Дальтон), животные жиры, скипидар, дизельное топливо и комбинации, содержащие по меньшей мере одно из вышеуказанных веществ. В типичном варианте реализации изобретения, неводный носитель представляет собой минеральное масло. В некоторых вариантах реализации изобретения, неводный флюид-носитель может дополнительно содержать суспендирующий агент, для сохранения полимера в высокодисперсном и суспендированном состоянии внутри неводного носителя, без значительного осаждения или отделения полимера.
[0034] Как описано выше, синтетический полимер является предпочтительным полимером с высокой водорастворимостью. Таким образом, дисперсия гидрофильного гидратируемого полимера, которая в водном флюиде-носителе будет неизбежно приводить к повышению вязкости, в гидрофобной, неводной среде приводит к торможению гидратации и минимальному повышению вязкости. Следовательно, флюид, содержащий неводный флюид-носитель, остается легко прокачиваемым, и его вязкость повышается только при примешивании воды, водного минерализованного раствора или т. п. При использовании неводного носителя, время задержки до достижения полной гидратации может варьироваться от минут до часов или дней, и им можно управлять, регулируя количество супервпитывающего полимера, тип сшивающего агента, концентрацию сшивающего агента, количество водного флюида, добавляемого к суспензии и время задержки добавления водного флюида к суспензии. Например, время задержки может составлять от 5 минут до 48 часов, например, от 15 минут до 24 часов, например, от 30 минут до 12 часов, например, от 1 часа до 6 часов.
[0035] Эту особенность можно с пользой применять в случаях, когда флюид предназначен для использования в отклоняющей обработке. Например, гидратация синтетического полимера будет отсрочена, когда полимер закачивают в виде суспензии в минеральном масле. После закачки суспензии, закачивают водный флюид, чтобы инициировать гидратацию и сшивку полимера в проницаемой зоне для создания временной пробки, обусловленной повышением вязкости. Пробка может нужным образом блокировать поток закачанной впоследствии жидкости для гидроразрыва, так что площадь поверхности трещины увеличивается. Пробка может быть разрушена после завершения отклоняющей обработки, например, закачкой водного флюида, имеющего низкое значение pH (например, pH около 1-5). Разрушенный флюид может быть удален из трещины.
[0036] Флюид может содержать флюид-носитель в количестве от около 90 до около 99,95 % мас., относительно общей массы жидкости для гидроразрыва. Например, жидкость для гидроразрыва может содержать флюид-носитель в количестве от около 95 до около 99,9 % мас., конкретно от около 99 до около 99,5 % мас., относительно общей массы флюида.
[0037] В флюиды, описанные в данном документе, можно дополнительно вводить проппант, в количестве от около 0,01 до около 60 % мас., или от около 0,1 до около 40 % мас., или от около 0,1 до около 12 % мас., относительно общей массы жидкости для гидроразрыва. Подходящие проппанты известны в отрасли, и они могут представлять собой относительно легкий или имеющий по существу нейтральную плавучесть насыпной материал, либо смесь, содержащую меньшей мере один из вышеуказанных материалов. Такие проппанты могут быть раскрошенными, размолотыми, раздробленными или обработанными иным образом. Термин «относительно легкий« означает, что проппант имеет кажущуюся плотность (ASG) существенно меньше, чем у обычного проппанта, применяемого в операциях гидроразрыва, например, песка, или имеет ASG, аналогичную ASG этих материалов. Особенно предпочтительны проппанты, имеющие ASG меньше или равную 3,25. Еще более предпочтительны сверхлегкие проппанты, имеющие ASG меньше или равную 2,40, более предпочтительно, меньше или равную 2,0, еще более предпочтительно, меньше или равную 1,75, наиболее предпочтительно, меньше или равную 1,25 и часто меньше или равную 1,05.
[0038] Проппант может содержать песок, стеклянную дробь, ореховую скорлупу, гранулированный металл, песок со смоляным покрытием, керамика средней прочности, спеченный боксит, керамические проппанты со смоляным покрытием, пластмассовая дробь, полистирольная дробь, термопластические частицы, термопластические смолы, термопластические композиты, термопластические заполнители, содержащие связующее, синтетические органические частицы, включая нейлоновые гранулы и керамики, молотую или дробленую ореховую скорлупу, молотую или дробленую ореховую скорлупу со смоляным покрытием, молотую или дробленую шелуху семян, молотую или дробленую шелуху семян со смоляным покрытием, обработанную древесину, пористые насыпные материалы и комбинации, содержащие по меньшей мере один из вышеуказанных материалов. Молотая или дробленая ореховая скорлупа может включать скорлупу пекана, миндаля, фителефаса, бразильского ореха, макадамии или комбинации, содержащие по меньшей мере один из вышеуказанных материалов. Молотая или дробленая шелуха семян может включать фруктовые косточки и может включать семена фруктов, включая сливу, персик, вишню, абрикос и комбинации, содержащие по меньшей мере один из вышеуказанных материалов. Молотая или дробленая шелуха семян может дополнительно включать шелуху семян других растений, включая кукурузу, например, стержни кукурузных початков и зерна кукурузы. Обработанная древесина может включать материалы, полученные из деревьев, включая дуб, пекан, орех, тополь, красное дерево, и включает древесину, обработанную любыми общеизвестными способами, включая размол, дробление или другие типы измельчения. Пористый насыпной материал может представлять собой любую пористую керамику или пористый органический полимерный материал и может быть природным или синтетическим. Пористый насыпной материал может быть дополнительно обработан покрывающим материалом, пропитывающим материалом или модифицирован аппретированием.
[0039] Проппант может быть покрыт, например, смолой или полимером. Индивидуальные частицы проппанта могут иметь нанесенное на них покрытие. Если частицы проппанта сжаты в течение или после, например, гидроразрыва, при давлении, достаточно высоком дли производства из них мелких частиц, мелкие частицы остаются консолидированными внутри покрытия, так что они не выделяются в пласт. Считается, что мелкие частицы снижают проводимость для углеводородов (или других флюидов) в трещинах или порах в трещинах, и их избегают путем нанесения покрытия на проппант. Покрытия для проппанта могут включать отвержденные, частично отвержденные или неотвержденные покрытия из, например, термоотверждаемого или термопластического полимера. Отверждение покрытия на проппанте может происходить перед или после помещения жидкости для гидроразрыва в глубину, например.
[0040] Покрытие может представлять собой органическое соединение, такое как эпоксидное, фенольное, полиуретановое, поликарбодиимидное, полиамидное, полиамидоимидное, покрытие из фурановой смолы или комбинацию, содержащая по меньшей мере одно из вышеуказанных веществ; термопластическую смолу, такую как полиэтилен, акрилонитрилбутадиенстирол, полистирол, поливинилхлорид, фторполимеры, полисульфид, полипропилен, стиролакрилонитрил, нейлон, и фениленоксида; или термоотверждаемую смолу, такую как эпоксидная, фенольная (истинно термоотверждаемая смола, такая как резол, или термопластическая смола, которая приводится в состояние термоотверждаемой с помощью отверждающего агента), сложный полиэфир, полиуретан и эпоксимодифицированную фенольную смолу. Покрытие может представлять собой комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанных веществ. Отверждающий агент для покрытия может представлять собой амины и их производные, сложные полиэфиры с концевыми группами карбоновой кислоты, ангидриды, фенолформальдегидные смолы, аминоформальдегидные смолы, фенол, бисфенол A и крезольные новолаки, эпоксидные смолы с концевыми фенольными группами, полисульфиды, полимеркаптаны и каталитические отверждающие агенты, такие как третичные амины, кислоты Льюиса, основания Льюиса или комбинация, содержащая по меньшей мере одно из вышеуказанных веществ.
[0041] Проппант может иметь сшитое покрытие. Сшитое покрытие может придавать проппанту прочность на раздавливание или сопротивление и предотвращать агрегирование проппанта даже в условиях высоких давлений и температуры. Проппант может иметь отверждаемое покрытие, которое отверждает подповерхностную зону частиц, например, в глубине скважины или в трещине. Отверждаемое покрытие может отверждаться в условиях высоких давлений и температуры в подземной залежи. Таким образом, проппант, имеющий отверждаемое покрытие, может использоваться в условиях высоких давлений и температуры.
[0042] Покрытие может быть помещено на проппант смешиванием в сосуде, например, в реакторе. Индивидуальные компоненты, включая проппант и полимер или смоляные материалы (например, реакционноспособные мономеры, применяемые для формирования, например, эпоксидного или полиамидного покрытия) можно объединить в сосуде для формирования реакционной смеси и перемешать для смешивания компонентов. Кроме того, реакционную смесь можно нагревать до температуры или до создания давления, соответствующих образованию покрытия. Покрытие можно наносить на частицу посредством распыления, например, приводя проппант в контакт с распыляемым материалом покрытия. Покрытый проппант можно нагреть для инициации сшивкипокрытия.
[0043] Флюид может необязательно дополнительно содержать другие добавки, которые общеизвестны и применяются в жидкостях для гидроразрыва, например, ингибитор образования отложений, индикатор, буферное средство, смазочное вещество, деэмульгатор, стабилизатор глин, поверхностно-активное вещество (ПАВ), биоцид, кислоту, ингибитор коррозии, регулятор pH, эмульгатор, понизитель фильтрации, минеральное масло, спирт или комбинацию, содержащую по меньшей мере одну из вышеуказанных добавок. Каждая добавка может присутствовать в обычно применяемом количестве, например, от 0,005 до 10 % мас., относительно общей массы флюида.
[0044] В некоторых вариантах реализации изобретения, флюид может дополнительно содержать разрушающий компонент. Разрушающий компонент содержит разрушающий агент и, необязательно, катализатор разрушения. В некоторых вариантах реализации изобретения, флюид не содержит разрушающего компонента.
[0045] Разрушающие агенты «разрушают» или уменьшают вязкость жидкости для гидроразрыва таким образом, что жидкость для гидроразрыва становится легче извлекать из пласта в течение очистки, например, разрывая сшивки, которые соединяют повторяющиеся звенья двух или более полимерных цепей. Разрушающие агенты могут включать окислители, ферменты или кислоты. Разрушающие агенты могут уменьшать молекулярную массу полимера путем воздействия на полимер кислоты, окислителя, фермента или некоторой их комбинации. Разрушающие агенты включают, например, персульфаты, персульфат аммония, персульфат натрия, персульфат калия, броматы, такие как бромат натрия и бромат калия, перйодаты, пероксиды, такие как пероксид кальция, пероксид водорода, отбеливатели, такие как перхлорат натрия и органические перкарбоновые кислоты или натриевые соли, органические материалы, такие как ферменты и лактоза, хлориты или комбинация, содержащая по меньшей мере один из вышеуказанных разрушающих агентов. Разрушающие агенты могут быть введены в жидкость для гидроразрыва «активными» или в инкапсулированной форме, подлежащими активации по различным механизмам, включая дробление, обусловленное смыканием трещины в пласте, или растворение пластовыми флюидами.
[0046] Разрушающий агент можно использовать для управления деструкцией полимера, например, деструкцией сшитого полимера во временной пробке, сформированной из флюида. Например, разрушающий агент может быть добавлен к флюиду, чтобы немедленно начать снижение его вязкости, или разрушающий агент может исходно присутствовать в флюиде и может быть активирован внешними или окружающими условиями. В одном варианте реализации изобретения, нефтепромысловый разрушающий агент может быть использован для разрушения флюида с помощью повышенных температур в глубине скважины. Например, разрушающий агент может быть активирован при температурах 50°C или выше. В некоторых вариантах реализации изобретения, предпочтительно, чтобы флюид не содержал разрушающего агента или чтобы разрушающий агент не присутствовал в флюиде. В некоторых вариантах реализации изобретения, временную пробку легко можно удалить с помощью, например, циркулирующего флюида, содержащего разрушающий набор для разрушения пробки.
[0047] В общем случае, катализатор разрушения может повышать активность разрушающего агента для содействия полной деструкции полимера. Катализатор может представлять собой катализатор с переходным металлом, например, комплекс, образованный из переходных металлов, таких как марганец, железо, медь и кобальт. Альтернативно, катализатор может представлять собой аминсодержащее соединение, например, триэтаноламин, гидроксиламин, гидразин, их соли и т. п, или соединение, содержащее карбоновую кислоту, например, эриторбиновую кислоту, глюконовую кислоту, лимонную кислоту, их соли и т. п.
[0048] Флюид может быть произведен различными способами по общеизвестным методикам. Например, способ производства флюида может включать растворение полимера в флюиде-носителе в количестве, достаточном для повышения вязкости флюида-носителя. Добавки, включая сшивающие агенты, проппант, ПАВ,разрушающие агенты и т. п, либо могут присутствовать в флюиде-носителе перед добавлением полимера, либо могут быть введены в флюид-носитель после добавления полимера. Полимер может быстро раствориться в флюиде-носителе и увеличить его вязкость.
[0049] Перед растворением синтетического полимера, флюид-носитель может иметь низкую вязкость (например, вязкость ≤3 сантипуаз, измеренную при 20°C). Сразу после первого периода времени (т. е., сразу после растворения), флюид имеет первую вязкость. Первая вязкость может быть определена, например, через 5 минут после объединения флюида-носителя и синтетического полимера. Первая вязкость повышена по сравнению с вязкостью флюида-носителя.
[0050] После второго периода времени, следующего за первым периодом времени, вязкость флюида достигает максимума, в данном документе она упоминается как вторая вязкость. Вторая вязкость выше, чем первая вязкость. Тип и количество синтетического полимера и флюид-носитель выбраны таким образом, чтобы вторая вязкость достигала максимума в подземном пласте к заданному времени. Например, максимум второй вязкости может достигаться через от около 5 до около 50 минут после введения полимера в флюид-носитель, или через от около 10 до около 30 минут. В некоторых вариантах реализации изобретения, флюид формирует временную пробку, когда он имеет вторую вязкость.
[0051] После третьего периода времени, следующего за вторым периодом времени, вязкость флюида достигает значения третьей вязкости. Третья вязкость ниже, чем максимальная вторая вязкость, это обусловлено разрушением флюида.
[0052] В некоторых вариантах реализации изобретения, в дополнение к прошедшему времени, создание условий для разрушения флюида может еще больше уменьшить третью вязкость. Без привязки к теории, считается, что условия разрушения ускоряют деструкцию синтетического полимера. Подходящие условия разрушения будут зависеть от типа и количества синтетического полимера, типа и количества сшивающего агента, типа носителя, типа добавок, подземных условий и т. п. факторов, которые необходимо учитывать. Примеры условий разрушения включают изменение температуры, pH, содержания воды в флюиде, осмоляльности флюида, концентрации соли в флюиде, концентрации добавки в флюиде или комбинация, содержащая по меньшей мере одно из вышеуказанных условий.
[0053] Изменение условий (условие разрушения) может применяться в любое время в течение первого периода, второго периода, третьего периода или любой их комбинации. Например, изменение условий (условие разрушения) может применяться после достижения нужного эффекта, для которого создавали временную пробку (например, отклонение, перекрытие пути для воды и/или газа и т. п.). В случаях, когда для флюида созданы условия разрушения, третья достигнутая вязкость ниже, чем маскимальная вторая вязкость.
[0054] Специалистам в данной области техники будет понятно, что первая, вторая и третья вязкости могут изменяться в широком диапазоне, в зависимости от функции флюида. Например, вторая вязкость отклоняющего флюида может быть относительно низкой (всего лишь достаточной для отклонения закачанных флюидов), тогда как вторая вязкость водяной пробки может быть значительно большей. Специалисты в данной области техники способны подобрать тип и количества флюида-носителя, синтетического полимера и добавок для достижения нужных вязкостей без излишнего экспериментирования. Например, в неограничивающем варианте реализации изобретения, первая вязкость может составлять от около 1 до около 20 сантипуаз при 20°C или от около 2 до около 15 сантипуаз при 20°C, или от около 3 до около 12 сантипуаз при 20°C; вторая вязкость может составлять от около 5 до около 50 сантипуаз при 20°C или от около 8 до около 40 сантипуаз при 20°C, или от около 5 до около 30 сантипуаз при 20°C, при измерении, например, через 5 минут после смешивания флюида и синтетического полимера; и третья вязкость может быть измерена, например, через один час после исходного смешивания и может составлять от около 1 до около 20 сантипуаз при 20°C или от около 1 до около 15 сантипуаз при 20°C, или от около 1 до около 10 сантипуаз при 20°C. В других типичных, неограничивающих вариантах реализации изобретения, вязкость флюида-носителя может быть повышена на от около 40% до около 900% через от около 5 до около 20 минут после введения полимера в флюид-носитель, или вязкость флюида-носителя может быть повышена на от около 15% до около 500% через от около 5 до около 20 минут после введения полимера в флюид-носитель, или вязкость флюида-носителя может быть повышена на от около 50% до около 750% через от около 10 до около 15 минут после введения полимера в флюид-носитель; или максимальная вторая вязкость при 20°C может быть на от около 10% до около 900% выше, чем первая вязкость при 20°C, или на от около 15% до около 500% выше, чем первая вязкость при 20°C, или на от около 20% дооколо 300% выше, чем первая вязкость при 20°C; третья вязкость при 20°C на от около 10% до около 80% ниже, чем максимальная вторая вязкость при 20°C, или на от около 15% до около 70% ниже, чем максимальная вторая вязкость при 20°C, или на от около 20% до около 60% ниже, чем первая вязкость при 20°C, например, третья вязкость может быть на от около 20% до около 95% ниже, чем максимальная вторая вязкость в варианте реализации изобретения, например, может составлять от 1 до 5 сантипуаз при 20°C, или третья вязкость жидкости для гидроразрыва при 122°F (50°C) на от около 20% до около 95% ниже, чем максимальная вторая вязкость при 122°F (50°C), и составляет от 1 до 5 сантипуаз при 122°C.
[0055] Флюид может использоваться для создания пробки, необязательно, вместе с песком и/или другими проппантами, например, между этапами в процессе обработки гидроразрывом. Пробки представляют собой непостоянные (временные) пробки, которые могут быть установлены очень быстро, и которые должны сохраняться лишь до тех пор, пока осуществляется гидроразрыв верхнего яруса. Временные пробки тормозят или перекрывают поток флюида через проводящие пути трещины. Желательно, чтобы временная пробка была удалена, когда в ней исчезает потребность, например, пробки можно извлекать в виде разрушенных флюидов после воздействия на них вышеописанных условий для разрушения полимера.
[0056] Предпочтительно, компоненты флюида можно выбирать, в зависимости от скорости разрушения, таким образом, чтобы они были подходящими для нужного применения, например, флюиды могут использоваться в качестве временного закупоривающего агента, например, в качестве отклоняющих агентов, или для создания водяных и/или газовых пробок. Временные пробки, полезные в качестве краткосрочных или долгосрочных пробок, можно проектировать путем продуманного выбора сшивающего агента и условий разрушения при разработке состава флюида. Например, ковалентный сшивающий агент можно использовать для формирования относительно прочных ковалентных сшивок, и полученный флюид можно применять для создания долгосрочной временной пробки. В некоторых вариантах реализации изобретения, долгосрочная временная пробка можно сохранять в течение периода, больше или равного 1 дню, например, больше или равного 3 дням, например, больше или равного 1 неделе, например, больше или равного 2 неделям, например, больше или равного 1 месяцу, например, больше или равного 3 месяцам, например, больше или равного 6 месяцам. Например, сшивающий агент, содержащий соль металла, можно использовать для формирования относительно слабых сшивок, и полученный флюид можно применять для создания краткосрочной временной пробки (например, для отклонения). Краткосрочную временную пробку можно сохранять в течение периода времени, подходящего для проведения нужной обработки (например, отклоняющей обработки). Например, краткосрочную временную пробку можно сохранять в течение периода времени, меньше или равного 24 часам, например, меньше или равного 12 часам, например, меньше или равного 6 часам, например, меньше или равного 1 часу, например, меньше или равного 30 минутам, например, меньше или равного 15 минутам. В некоторых вариантах реализации изобретения, краткосрочную временную пробку можно сохранять по меньшей мере в течение 5 минут. Разрушающий агент тоже можно выбирать для управления скоростью разрыва сшивок. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения, пробки можно растворять с помощью раствора кислоты, например, в случаях, когда используются металлические сшивающие агенты.
[0057] В некоторых вариантах реализации изобретения, флюид можно использовать для создания временных пробок в естественных трещинах в течение обработок жидкостью гидроразрыва с понизителем трения. Флюид может закупоривать трещину для предотвращения миграции жидкости гидроразрыва через естественную трещину и впоследствии саморазрушаться, освобождая путь потока через трещину. В случаях, когда для повышения производительности нефтегазоносных зон требуется кислотная обработка, флюиды на водной основе для воздействия на пласт более склонны к проникновению в водоносные, чем в нефтегазоносные зоны из-за эффектов относительной проницаемости, что приводит к более высокой обводненности продукции. Временная пробка может отклонять флюиды для воздействия на пласт от водной зоны в нефтяную зону.
[0058] Кроме того, раскрыт способ временного закупоривания по меньшей мере части нефтегазоносного пласта в течение обработки. В данном документе принято, что термин «воздействие» или «обработка» относится к любому воздействию на нефтегазоносный пласт, в котором используется флюид, имеющий нужную функцию или способствующий достижению цели. Термин «обработка» или «воздействие» не подразумевает какого либо конкретного воздействия флюидом или каким либо его конкретным компонентом. Кроме того, в данном документе принято, что «ствол скважины» относится к любому типу скважины, такому как добывающая скважина, непродуктивная скважина, экспериментальная скважина, разведочная скважина, скважина для хранения или секвестрации и т. п. Стволы скважин содержат подземные трещины любого типа и могут быть вертикальными, горизонтальными, проходить под некоторым углом между вертикалью и горизонталью, быть отклоненнымиили неотклоненными и представлять собой комбинации указанных вариантов, например, вертикальный ствол скважины с невертикальным компонентом. В способе обработки нефтегазоносного пласта, жидкость для гидроразрыва вводят (например, закачивают) в ствол скважины.
[0059] В способе временного закупоривания по меньшей мере части нефтегазоносного пласта, флюид вводят (например, закачивают) в ствол скважины в течение обработки для формирования временной пробки. Временную пробку можно использовать в качестве, например, отклоняющего агента или для перекрытия пути для воды и/или газа в нефтегазоносном пласте в течение обработки. В варианте реализации изобретения, флюид приготавливают и немедленно вводят в ствол скважины, в конкретную подземную трещину в нефтегазоносном пласте. Быстрая гидратация полимера флюидом-носителем повышает вязкость жидкости для гидроразрыва во время закачки. В некоторых вариантах реализации изобретения, флюид-носитель может быть закачан в нефтегазоносный пласт, т. е., в скважину, и синтетический полимер и необязательные добавки могут быть введены в флюид-носитель в глубине скважины. После достижения нужного эффекта временной пробки, для пробки создают условия, которые приводят к ее разрушению. Разрушенный флюид может быть извлечен изнефтегазоносного пласта. В некоторых вариантах реализации изобретения, удаление флюида из пласта оставляет за ним проводящий путь. Проводящий путь дает возможность извлечения углеводородов из трещины.
[0060] В любой подходящий момент процесса, для флюида можно создать условия разрушения, которые ускоряют разрушение флюида. Как описано выше, таким условием может быть прошедшее время или изменение температуры, pH, содержания воды в флюиде, осмоляльности флюида, концентрации соли в флюиде, концентрации добавки в флюиде или комбинация, содержащая по меньшей мере одно из вышеуказанных условий. Конкретнее, изменение условий способствует деструкции полимера, тем самым, уменьшая вязкость флюида. Затем разрушенный флюид может быть удален из ствола скважины.
[0061] Флюид, описанный в данном документе, имеет ряд преимуществ перед другими имеющимися в продаже полимерами, которые в настоящее время используются в качестве обрабатывающих флюидов для подземных пластов. Поскольку полимер является синтетическим, он не подвержен некоторым производственным ограничениям, которые связаны с использованием природных полимеров. Он легко гидратируется, и при смешивании с флюидом-носителем происходит быстрое растворение. Его использование дает возможность выбирать время разрушения флюида, например, после временного закупоривания трещины, чтобы извлечь максимальное преимущество. Кроме того, флюид может предпочтительно быть выбран для достижения желаемого эффекта, например, путем модификации сшивающего агента и/или разрушающего агента, применяемых при приготовлении флюида.
[0062] Изобретение дополнительно проиллюстрировано следующими неограничивающими примерами.
ПРИМЕРЫ
Пример возможного использования 1
[0063] Флюид для временного закупоривания нефтегазоносного пласта содержит воду и акриламидный coполимер, содержащий нестабильную группу. Акриламидный coполимер представляет собой MaxPerm20 или MaxPerm20A, поставляемые в продажу компанией Baker Hughes, Inc. Жидкость для гидроразрыва также содержит гексаметилентетрамин (формальдегид-генерирующий материал), фенилацетат (фенол-генерирующий материал), инкапсулированный или «активный» разрушающий агент, медленно выделяемую кислоту или латентнуюю кислоту, такую как глиоксаль, и, необязательно, добавки, включая ПАВ, структурообразующий агент и/или другие добавки.
[0064] Нестабильная группа ускоряет разложение полимера вследствие изменения условий, таких как время, температура, pH и тип разрушающего агента. В зависимости от этих условий, скорость разрушения сшитого полимера может быть высокой или низкой.
Пример возможного использования 2
[0065] Флюид для временного закупоривания нефтегазоносного пласта содержит воду, акриламидный coполимер и металлический сшивающий агент. Акриламидный coполимер представляет собой MaxPerm20 или MaxPerm20A, поставляемые в продажу компанией Baker Hughes, Inc. Металлический сшивающий агент представляет собой цирконий или комбинацию циркония и алюминия. Флюид используется для кислотного отклонения, при котором флюид смешан с кислотой, имеющей низкое значение pH. Кислотность флюида подавляет процесс сшивки. Кислота может вступать в реакцию с карбонатом, что приводит к нейтрализации кислоты и локальному повышению pH флюида, создавая возможность сшивки полимера. Сшивка полимера увеличивает вязкость флюида, и загущенный материал может действовать как отклоняющий флюид. Флюид разрушается со временем.
Пример возможного использования 3
[0066] Флюид для временного закупоривания нефтегазоносного пласта содержит воду и супервпитывающий полимер. Примером предпочтительного супервпитывающего полимера является Aqualic CA QX-A1051, поставляемый компанией Nippon Shokubai. Этот флюид предпочтительно используется как отклоняющий флюид, частично из-за формы гранул супервпитывающих полимеров в флюиде. Флюид может необязательно содержать другие компоненты, например, металлический сшивающий агент (например, цирконий), гексаметилентетрамин (формальдегид-генерирующий материал), фенилацетат (фенол-генерирующий материал), инкапсулированный или «активный» разрушающий агент, медленно выделяемую кислоту или латентную кислоту, такую как глиоксаль, и, необязательно, добавки, включая ПАВ, структурообразующий агент и/или другие добавки.
Пример возможного использования 4
[0067] Флюид для временного закупоривания нефтегазоносного пласта содержит супервпитывающий полимер и минеральное масло. Супервпитывающий полимер суспендирован в минеральном масле для формирования суспензии. Флюид дополнительно содержит сшивающий агент (например, циркониевый сшивающий агент, гексаметилентетрамин и фенилацетат) и разрушающий агент в инкапсулированной или «активной» форме, медленно выделяемую кислоту или латентную кислоту, такую как глиоксаль, и, необязательно, добавки, включая суспендирующий агент, ПАВ, структурообразующий агент и/или другие добавки. Маслосодержащий флюид используется для отклоняющей обработки, при которой суспензию закачивают в пласт. Присутствие минерального масла отсрочивает гидратацию полимера. После закачки суспензии, водный раствор со значением pH, достаточным для инициирования сшивки, закачивают в пласт. Полимер становится гидратированным и сшитым, вязкость флюида повышается, и он формирует временную пробку в проницаемых зонах пласта. Впоследствии, в пласт закачивают жидкость для гидроразрыва, и ее поток ограничивается присутствием временной пробки. Жидкость для гидроразрыва может создавать новые трещины или дополнительно расширять удаленные трещины, тем самым увеличивая общую площадь поверхности и/или трещины сложной поверхности. После завершения отклоняющей обработки, в трещину закачивают второй водный флюид с низким значением pH (например, 1-5) для полной деструкции сшитого полимера, которая приводит к созданию разрушенного флюида. Разрушенный флюид удаляют из трещины в ходе обратной промывки.
[0068] Составы и способы дополнительно проиллюстрированы следующими неограничивающими вариантами реализации изобретения:
[0069] Вариант реализации изобретения 1: Флюид для временного закупоривания нефтегазоносного пласта, содержащий: флюид-носитель; и сшитый синтетический полимер, причем полимер содержит нестабильную группу для его разрушения при изменении условий в флюиде.
[0070] Вариант реализации изобретения 2: Флюид по варианту реализации изобретения 1, отличающийся тем, что флюид-носитель представляет собой водный флюид-носитель.
[0071] Вариант реализации изобретения 3: Флюид по варианту реализации изобретения 1, отличающийся тем, что флюид-носитель представляет собой неводный флюид-носитель.
[0072] Вариант реализации изобретения 4: Флюид по любому одному или более из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что флюид имеет первую вязкость после первого периода времени, прошедшего после смешивания полимера и флюида-носителя, вторую вязкость после второго периода времени, прошедшего за первым периодом, и третью вязкость после третьего периода времени, прошедшего за вторым периодом, причем вторая вязкость выше, чем первая вязкость и третья вязкость.
[0073] Вариант реализации изобретения 5: Флюид по варианту реализации изобретения 4, отличающийся тем, что третья вязкость ниже или равна первой вязкости.
[0074] Вариант реализации изобретения 6: Флюид по варианту реализации изобретения 4, отличающийся тем, что третья вязкость выше или равна первой вязкости.
[0075] Вариант реализации изобретения 7: Флюид по любому одному или более из вариантов реализации изобретения от 4 до 6, отличающийся тем, что временная пробка формируется в то время, когда флюид имеет вторую вязкость.
[0076] Вариант реализации изобретения 8: Флюид по любому одному или более из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что флюид имеет первую вязкость, которая выше, чем вязкость флюида-носителя.
[0077] Вариант реализации изобретения 9: Флюид по любому одному или более из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что максимальная вторая вязкость при 20°C выше, чем первая вязкость при 20°C.
[0078] Вариант реализации изобретения 10: Флюид по любому одному или более из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что третья вязкость при 20°C ниже, чем максимальная вторая вязкость при 20°C.
[0079] Вариант реализации изобретения 11: Флюид по любому одному или более из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что изменение условий для флюида дополнительно снижает третью вязкость.
[0080] Вариант реализации изобретения 12: Флюид по варианту реализации изобретения 11, отличающийся тем, что условием является прошедшее время, температура, pH, содержание воды в флюиде, осмоляльность флюида, концентрация соли в флюиде, концентрация добавок в флюиде или комбинация, содержащая по меньшей мере одно из вышеуказанных условий.
[0081] Вариант реализации изобретения 13: Флюид по любому одному или более из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что флюид-носитель присутствует в количестве от около 90 до около 99,95 % мас., и сшитый синтетический полимер присутствует в количестве от около 0,05 % мас. до около 10 % мас., относительно общей массы флюида-носителя и синтетического полимера.
[0082] Вариант реализации изобретения 14: Флюид по любому одному или более из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что синтетический полимер содержит основную цепь, содержащую звенья, полученные из (мет)акриламида, N-(C1-C8 алкил)акриламида, N,N-ди(C1-C8 алкил)акриламида, винилового спирта, аллилового спирта, винилацетата, акрилонитрила, (мет)акриловой кислоты, этакриловой кислоты, α-хлоракриловой кислоты, β-цианоакриловой кислоты, β-метилакриловой кислоты (кротоновой кислоты), α-фенилакриловой кислоты, β-акрилоксипропионовой кислоты, малеиновой кислоты, малеинового ангидрида, фумаровой кислоты, итаконовой кислоты, сорбиновой кислоты, α-хлорсорбиновой кислоты, 2'-метилизокротоновой кислоты, 2-акриламидо-2-метилпропансульфокислоты, аллилсульфокислоты, винилсульфокислоты, аллилфосфоновой кислоты, винилфосфоновой кислоты, соответствующей соли любого из вышеуказанных соединений, (C1-3 алкил) (мет)акрилата, (гидрокси-C1-6 алкил) (мет)акрилата, (дигидрокси-C1-6 алкил) (мет)акрилата, (тригидрокси-C1-6 алкил) (мет)акрилата, диаллил диметил аммония хлорида, N,N-ди-(C1-6 алкил)амино (C1-6 алкил) (мет)акрилата, 2-этил-2-оксазолина, (мет)акрилокси(C1-6 алкил) три(C1-6 алкил)аммоний галида), 2-винил-1-метилпиридиний галида), 2-винилпиридин N-оксида), 2-винилпиридина или комбинации, содержащей по меньшей мере одно из вышеуказанных соединений.
[0083] Вариант реализации изобретения 15: Флюид по любому одному или более из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что синтетический полимер содержит основную цепь, содержащую повторяющиеся звенья, полученные из (мет)акриламида.
[0084] Вариант реализации изобретения 16: Флюид по любому одному или более из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что синтетический полимер представляет собой супервпитывающий полимер.
[0085] Вариант реализации изобретения 17: Флюид по любому одному или более из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что нестабильная группа содержит сложноэфирные группы, амидные группы, карбонатные группы, азогруппы, дисульфидные группы, ортосложноэфирные группы, ацетальные группы, простые эфиры, содержащие сложноэфирные группы, простые эфирные группы, силильные группы, фосфазиновые группы, уретановые группы, сложные эфиры, содержащие амидные группы, простые эфиры, содержащие амидные группы, ангидридные группы или комбинацию, содержащую по меньшей мере одну из вышеуказанных групп.
[0086] Вариант реализации изобретения 18: Флюид по любому одному или более из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что полимер содержит сшивающий агент.
[0087] Вариант реализации изобретения 19: Флюид по варианту реализации изобретения 18, отличающийся тем, что сшивающий агент представляет собой металлический сшивающий агент, содержащий цирконий, алюминий, титан, хром или комбинацию, содержащую по меньшей мере один из вышеуказанных металлов.
[0088] Вариант реализации изобретения 20: Флюид по варианту реализации изобретения 18, отличающийся тем, что сшивающий агент представляет собой органический сшивающий агент, содержащий фенолсодержащую группу, альдегидсодержащую группу, фенол-генерирующую группу, альдегид-генерирующую группу или комбинацию, содержащую по меньшей мере одну из вышеуказанных групп.
[0089] Вариант реализации изобретения 21: Флюид по любому одному или более из предшествующих вариантов реализации изобретения, дополнительно содержащий разрушающий набор, содержащий разрушающий агент.
[0090] Вариант реализации изобретения 22: Флюид по варианту реализации изобретения 21, отличающийся тем, что разрушающий набор дополнительно содержит катализатор разрушения.
[0091] Вариант реализации изобретения 23: Флюид по любому одному или более из предшествующих вариантов реализации изобретения, который дополнительно содержит проппант.
[0092] Вариант реализации изобретения 24: Флюид по любому одному или более из предшествующих вариантов реализации изобретения, который дополнительно содержит добавку, причем добавка представляет собой средство для регулирования pH, буфер, минерал, масло, спирт, биоцид, стабилизатор глин, ПАВ, модификатор вязкости, эмульгатор, агент, ингибитор образования отложений, волокно, понизитель фильтрации или комбинацию, содержащую по меньшей мере одну из вышеуказанных добавок.
[0093] Вариант реализации изобретения 25: Флюид по любому одному или более из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что флюид не содержат разрушающего набора.
[0094] Вариант реализации изобретения 26: Временная пробка, содержащая флюид по любому одному или более из вариантов реализации изобретения 1-25.
[0095] Вариант реализации изобретения 27: Временная пробка по варианту реализации изобретения 26, отличающаяся тем, что временная пробка используется в отклоняющей обработке нефтегазоносного пласта.
[0096] Вариант реализации изобретения 28: Временная пробка по варианту реализации изобретения 26, отличающаяся тем, что временная пробка используется для перекрытия пути для воды и/или газа в нефтегазоносном пласте в течение обработки.
[0097] Вариант реализации изобретения 29: Способ для временного закупоривания по меньшей мере части нефтегазоносного пласта, включающий закачку флюида по любому одному или более из вариантов реализации изобретения 1-25 в пласт в течение обработки; формирование временной пробки, содержащей флюид по любому одному или более из вариантов реализации изобретения 1-25; создание для временной пробки условий, которые приводят к разрушению флюида; и извлечение разрушенного флюида.
[0098] Вариант реализации изобретения 30: Способ по варианту реализации изобретения 29, отличающийся тем, что флюид содержит неводный флюид-носитель, и формирование временной пробки включает закачку в пласт водного флюида для инициирования гидратации и сшивки полимера после истечения времени задержки.
[0099] Вариант реализации изобретения 31: Способ по варианту реализации изобретения 30, отличающийся тем, что время задержки составляет от 5 минут до 48 часов, предпочтительно, от 15 минут до 24 часов, более предпочтительно, от 30 минут до 12 часов, еще более предпочтительно, от 1 часа до 6 часов.
[0100] Вариант реализации изобретения 32: Способ по любому одному или более из вариантов реализации изобретения от 29 до 31, который дополнительно включает закачку жидкости для гидроразрыва в пласт после формирования временной пробки, причем поток жидкости для гидроразрыва ограничен пробкой, и площадь поверхности трещины увеличивается.
[0101] Вариант реализации изобретения 33: Способ по любому одному или более из вариантов реализации изобретения от 29 до 32, отличающийся тем, что для временной пробки создают условия, которые приводят к разрушению флюида, включающий закачку в пласт разрушающего набора, содержащего разрушающий агент и, необязательно, катализатор разрушения для разрушения флюида.
[0102] Вариант реализации изобретения 34: Способ по любому одному или более из вариантов реализации изобретения от 29 до 33, отличающийся тем, что обработка представляет собой обработку для интенсификации притока, обработку гидроразрывом, кислотную обработку, обработку для снижения трения, отклоняющую обработку или операцию заканчивания скважины.
[0103] Все диапазоны, раскрытые в данном документе, охватывают крайние точки, и крайние точки могут независимо комбинироваться друг с другом. Термин «комбинация» охватывает композиции, смеси, сплавы, продукты реакции и т. п. Термин «(мет)акрил» охватывает оба соединения, акрил и метакрил. Кроме того, термины «первый», «второй» и т. п. не обозначают какого либо порядка, количества или важности, а скорее используются для отличия одного элемента от другого. В данном документе принято, что термины, обозначающие единственное число, не означают ограничения количества, и их следует понимать, как охватывающие и единственное, и множественное число, в случаях, когда в данном документе не указано иное, или когда не имеется четкого противоречия контексту. «Или» означает «и/или», в случаях, когда в данном документе не указано иное, или когда не имеется четкого противоречия контексту. В общем случае, изобретение может альтернативно включать, состоять из или состоять по существу из любых подходящих компонентов, раскрытых в данном документе. Изобретение может быть, дополнительно или альтернативно, сформулировано таким образом, чтобы не содержать или по существу не содержать любых компонентов, материалов, ингредиентов, добавок или веществ, применяемых в композициях, известных на данном уровне техники, или таких, которые не являются обязательными для достижения функций и/или целей настоящего изобретения. Варианты реализации изобретения, описанные в данном документе, можно использовать независимо или в комбинациях друг с другом.
[0104] Все ссылки введены в данный документ посредством ссылки.
[0105] Хотя были описаны частные варианты реализации изобретения, заявители или другие специалисты могут обнаружить альтернативы, модификации, изменения, усовершенствования и существенные эквиваленты, которые являются или могут быть в настоящее время непредвиденными. Соответственно, прилагаемая формула изобретения в том виде, как она заявлена, и как она может быть дополнена, предназначена для охвата всех таких альтернатив, модификаций, изменений, усовершенствований и существенных эквивалентов.

Claims (28)

1. Флюид для временного закупоривания нефтегазоносного пласта, содержащий:
флюид-носитель и
сшитый синтетический полимер, причем полимер содержит нестабильную группу для его разрушения при изменении условий в флюиде.
2. Флюид по п. 1, отличающийся тем, что флюид-носитель представляет собой водный флюид-носитель.
3. Флюид по п. 1, отличающийся тем, что флюид-носитель представляет собой неводный флюид-носитель.
4. Флюид по любому одному или более из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что он имеет первую вязкость после первого периода времени, прошедшего после смешивания полимера и флюида-носителя,
вторую вязкость после второго периода времени, прошедшего за первым периодом, и третью вязкость после третьего периода времени, прошедшего за вторым периодом, причем
вторая вязкость выше, чем первая вязкость и третья вязкость; первая вязкость флюида выше, чем вязкость флюида-носителя; и временная пробка формируется, когда флюид имеет вторую вязкость.
5. Флюид по п. 4, дополнительно отличающийся тем, что третья вязкость ниже или равна первой вязкости или выше или равна первой вязкости.
6. Флюид по п. 4 или 5, отличающийся тем, что максимальная вторая вязкость при 20°C выше, чем первая вязкость при 20°C, и третья вязкость при 20°C ниже, чем максимальная вторая вязкость при 20°C.
7. Флюид по любому одному или более из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что изменение
условий в флюиде дополнительно снижает третью вязкость, причем условием является прошедшее время, температура, pH, содержание воды в флюиде, осмоляльность флюида, концентрация соли в флюиде, концентрация добавок в флюиде или комбинация, включающая по меньшей мере одно из вышеуказанных условий.
8. Флюид по любому одному или более из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что флюид-носитель присутствует в количестве от около 90 до около 99,95 мас.% и сшитый синтетический полимер присутствует в количестве от около 0,05 мас.% до около 10 мас.%, относительно общей массы флюида-носителя и синтетического полимера.
9. Флюид по любому одному или более из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что синтетический полимер содержит
основную цепь, содержащую повторяющиеся звенья, полученные из (мет)акриламида, N-(C1-C8алкил)акриламида, N,N-ди(С1-С8 алкил)акриламида, винилового спирта, аллилового спирта, винилацетата, акрилонитрила, (мет)акриловой кислоты, этакриловой кислоты, α-хлоракриловой кислоты, β-цианоакриловой кислоты, β-метилакриловой кислоты (кротоновой кислоты), α-фенилакриловой кислоты, β-акрилоксипропионовой кислоты, малеиновой кислоты, малеинового ангидрида, фумаровой кислоты, итаконовой кислоты, сорбиновой кислоты, α-хлорсорбиновой кислоты, 2'-метилизокротоновой кислоты, 2-акриламидо-2-метилпропансульфокислоты, аллилсульфокислоты, винилсульфокислоты, аллилфосфоновой кислоты, винилфосфоновой кислоты, соответствующей соли любого из вышеуказанных соединений, (C1-3 алкил) (мет)акрилата, (гидрокси-C1-6 алкил) (мет)акрилата, (дигидрокси-C1-6 алкил) (мет)акрилата, (тригидрокси- C1-6 алкил) (мет)акрилата, диаллил диметил аммония хлорида, N,N-ди-(C1-6алкил)амино (C1-6 алкил) (мет)акрилата, 2-этил-2-оксазолина, (мет)акрилокси(C1-6 алкил) три(C1-6 алкил)аммония галида), 2-винил-1-метилпиридиния галида), 2-винилпиридин N-оксида), 2-винилпиридина или комбинации, содержащей по меньшей мере одно из вышеуказанных соединений, при этом основная цепь предпочтительно содержит повторяющиеся звенья, полученные из (мет)акриламида; и
нестабильную группу, содержащую сложноэфирные группы, амидные группы, карбонатные группы, азогруппы, дисульфидные группы, ортосложноэфирные группы, ацетальные группы, простые эфиры, содержащие сложноэфирные группы, простые эфирные группы, силильные группы, фосфазиновые группы, уретановые группы, сложные эфиры, содержащие амидные группы, простые эфиры, содержащие амидные группы, ангидридные группы или комбинацию, содержащую по меньшей мере одну из вышеуказанных групп.
10. Флюид по любому одному или более из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что сшитый синтетический полимер является сшитым с использованием металлических связей и что полимер содержит металлический сшивающий агент, содержащий цирконий, алюминий, титан, хром или комбинацию, содержащую по меньшей мере один из вышеуказанных металлов.
11. Флюид по любому одному или более из предшествующих пунктов, который дополнительно содержит один или более из следующих компонентов:
разрушающий набор, содержащий разрушающий агент и, необязательно, катализатор разрушения; проппант; и
добавку, причем добавка представляет собой средство для регулирования pH, буфер, минерал, масло, спирт, биоцид, стабилизатор глин, ПАВ, модификатор вязкости, эмульгатор, агент, ингибитор образования отложений, волокно, понизитель фильтрации или комбинацию, содержащую по меньшей мере одну из вышеуказанных добавок.
12. Временная пробка, содержащая флюид по любому одному или более из пп. 1-11, причем временная пробка используется в отклоняющей обработке нефтегазоносного пласта или для перекрытия пути для воды и/или газа в нефтегазоносном пласте в течение обработки.
13. Способ временного закупоривания по меньшей мере части нефтегазоносного пласта, включающий:
закачку флюида по любому одному или более из пп. 1-11 в пласт в процессе обработки для интенсификации притока, обработки гидроразрывом, кислотной обработки, обработки для снижения трения, отклоняющей обработки или операции заканчивания скважины;
формирование временной пробки, содержащей флюид по любому одному или более из пп. 1-11; создание для временной пробки условий, которые приводят к разрушению флюида; и извлечение разрушенного флюида.
14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что
флюид содержит неводный флюид-носитель и формирование временной пробки включает закачку в пласт водного флюида для инициирования гидратации и сшивки полимера после истечения времени задержки, причем время задержки составляет от 5 минут до 48 часов, предпочтительно от 15 минут до 24 часов, более предпочтительно от 30 минут до 12 часов, еще более предпочтительно от 1 часа до 6 часов; и
создание для временной пробки условий, которые приводят к разрушению флюида, включает закачку в пласт разрушающего набора, содержащего разрушающий агент и, необязательно, катализатор разрушения для разрушения флюида.
15. Способ по п. 13 или 14, который дополнительно включает закачку жидкости для гидроразрыва в пласт после формирования временной пробки, причем поток жидкости для гидроразрыва ограничен пробкой, и площадь поверхности трещины увеличивается.
RU2017142926A 2015-06-01 2016-05-31 Флюиды и способы для обработки нефтегазоносных пластов RU2690577C1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201562169199P 2015-06-01 2015-06-01
US62/169,199 2015-06-01
PCT/US2016/034991 WO2016196450A1 (en) 2015-06-01 2016-05-31 Fluids and methods for treating hydrocarbon-bearing formations

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2690577C1 true RU2690577C1 (ru) 2019-06-04

Family

ID=57398067

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017142926A RU2690577C1 (ru) 2015-06-01 2016-05-31 Флюиды и способы для обработки нефтегазоносных пластов

Country Status (10)

Country Link
US (1) US20160347985A1 (ru)
EP (1) EP3303513A4 (ru)
CN (1) CN107771203A (ru)
BR (1) BR112017025410A2 (ru)
CA (1) CA2987065A1 (ru)
MX (1) MX2017015361A (ru)
NO (1) NO20171960A1 (ru)
NZ (1) NZ738328A (ru)
RU (1) RU2690577C1 (ru)
WO (1) WO2016196450A1 (ru)

Families Citing this family (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9976390B2 (en) 2015-03-30 2018-05-22 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Drilling fluids with leakoff control and drill cuttings removal sweeps
AR107710A1 (es) 2016-02-23 2018-05-23 Ecolab Usa Inc Emulsiones de polímero entrecruzado de hidrazida para usar en recuperación de petróleo crudo
CN107558981B (zh) * 2017-07-18 2020-08-07 中国石油天然气股份有限公司 一种多粒径级差暂堵实现复杂裂缝的压裂工艺
US10385261B2 (en) 2017-08-22 2019-08-20 Covestro Llc Coated particles, methods for their manufacture and for their use as proppants
CN109679593B (zh) * 2017-10-18 2021-04-06 中国石油化工股份有限公司 含硅的两性离子型包被抑制剂及其制备方法
CN109679594B (zh) * 2017-10-18 2021-04-06 中国石油化工股份有限公司 水基钻井液用聚合物类包被抑制剂及其制备方法
SG11202011098WA (en) 2018-05-14 2020-12-30 Saudi Arabian Oil Co Nanocomposite coated proppants and methods of making and use thereof
CN109135700B (zh) * 2018-10-23 2021-05-14 中国石油化工股份有限公司 乳液悬浮聚合物选择性堵水剂及其制备方法
US11827848B2 (en) * 2019-09-20 2023-11-28 Halliburton Energy Services, Inc. Treating subterranean formations using salt tolerant superabsorbent polymer particles
US11261367B2 (en) 2020-04-21 2022-03-01 Saudi Arabian Oil Company Polymer-sand nanocomposite for water shutoff
US11421141B2 (en) * 2020-04-21 2022-08-23 Saudi Arabian Oil Company Nanosheet polymer composite for water shutoff
US11306159B2 (en) 2020-04-21 2022-04-19 Saudi Arabian Oil Company Nanosheet polymer composite for water shutoff
US11578543B2 (en) 2020-10-09 2023-02-14 Saudi Arabian Oil Company Polymer-sand nanocomposite lost circulation material
EP4444819A2 (en) 2021-12-08 2024-10-16 Altarock Energy, Inc. Methods of forming a permeable proppant pack in a geothermal formation
CN116120039B (zh) * 2023-02-23 2024-10-15 陕西延长石油（集团）有限责任公司 一种超低密度高强度控水压裂支撑剂及其制备方法
CN118685155B (zh) * 2024-08-29 2024-12-06 东营市鑫林石油科技有限公司 钻井液用抗温抗盐降滤失剂及其制备方法和应用方法

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7565929B2 (en) * 2006-10-24 2009-07-28 Schlumberger Technology Corporation Degradable material assisted diversion
WO2010044059A1 (en) * 2008-10-13 2010-04-22 Schlumberger Canada Limited Self-viscosifying and self-breaking gels
EP2204431A1 (de) * 2008-12-18 2010-07-07 Basf Se Verfahren zur Blockierung unterirdischer Formationen
US8772205B2 (en) * 2010-04-30 2014-07-08 Halliburton Energy Services, Inc. Water-soluble degradable synthetic vinyl polymers and related methods
US20120073809A1 (en) * 2010-09-28 2012-03-29 Eric Clum Diversion pill and methods of using the same
US20120157356A1 (en) * 2010-12-20 2012-06-21 Frac Tech Services Llc Hydraulic fracturing with slick water from dry blends
US8579030B2 (en) * 2010-12-22 2013-11-12 Schlumberger Technology Corporation Triggered polymer viscous pill and methods of using the same
US9676995B2 (en) * 2012-06-29 2017-06-13 Baker Hughes Incorporated Fracturing fluids and methods for treating hydrocarbon-bearing formations
US9803130B2 (en) * 2012-10-25 2017-10-31 Schlumberger Technology Corporation Methods of activating enzyme breakers

Also Published As

Publication number Publication date
NO20171960A1 (en) 2017-12-08
EP3303513A1 (en) 2018-04-11
NZ738328A (en) 2018-10-26
CA2987065A1 (en) 2016-12-08
US20160347985A1 (en) 2016-12-01
MX2017015361A (es) 2018-04-20
EP3303513A4 (en) 2019-01-23
WO2016196450A1 (en) 2016-12-08
CN107771203A (zh) 2018-03-06
BR112017025410A2 (pt) 2018-08-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2690577C1 (ru) Флюиды и способы для обработки нефтегазоносных пластов
US7897545B2 (en) Fluid loss compositions and methods of use for subterranean operations
US20220251440A1 (en) Cross-linked acrylamide polymer or copolymer gel and breaker compositions and methods of use
US20150060072A1 (en) Methods of treatment of a subterranean formation with composite polymeric structures formed in situ
US20100212906A1 (en) Method for diversion of hydraulic fracture treatments
US10988683B2 (en) Proppant treatments for mitigating erosion of equipment in subterranean fracturing operations
US20160289549A1 (en) Fracturing fluids and methods of treating hydrocarbon formations
MX2007008850A (es) Agentes solubles de derivacion.
WO2014078143A1 (en) Methods for generating highly conductive channels in propped fractures
AU2013257464B2 (en) Methods of treating a subterranean formation with thermally activated suspending agents
WO2019108415A1 (en) Fluid diversion composition in well stimulation
US9027648B2 (en) Methods of treating a subterranean formation with one-step furan resin compositions
US9365763B2 (en) Low-viscosity treatment fluids for transporting proppant
US20120111567A1 (en) Formate salts for increased stability of polyacrylamide fluids
US20160347991A1 (en) Self-breaking fracturing fluids and methods for treating hydrocarbon-bearing formations
WO2014134541A1 (en) Gel compostions for hydraulic fracturing applications

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20200601