Водная добавка, повышающая клейкость, и способы подавления образования частиц - RU2382173C2

Описание

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится к водным добавкам, повышающим клейкость, и способам подавления образования частиц в подземных пластах при использовании водных добавок, повышающих клейкость.

Для скважин по добыче углеводородов зачастую осуществляют интенсификацию притока в скважину с использованием гидравлических разрывов пласта. При гидравлических разрывах пласта вязкую жидкость для гидравлического разрыва пласта, которая также исполняет функцию и жидкого носителя, закачивают в продуктивную зону при расходе и давлении таких, чтобы в подземном пласте произошел бы разрыв и в зоне сформировались бы одна или несколько трещин. Обычно после этого в трещины осаждают твердые частицы, такие как сортированный песок, суспендированные в части жидкости для гидравлического разрыва пласта, когда жидкость для гидравлического разрыва пласта превращается в разбавленную жидкость, возвращаемую на поверхность. Данные твердые частицы или «частицы расклинивающего наполнителя» служат для предотвращения полного смыкания трещин, так что формируются проводящие каналы, через которые могут протекать добытые углеводороды.

Одним вариантом гидравлического разрыва пласта, в особенности подходящим для использования в условиях низкого напряжения, вызывающего смыкание трещины, обычно наблюдаемых для месторождений на малых глубинах в условиях тектонического растяжения, является водный гидравлический разрыв пласта. При водном гидравлическом разрыве пласта жидкость для гидравлического разрыва пласта характеризуется очень небольшой или нулевой концентрацией частиц расклинивающего наполнителя. Вместо того, чтобы полагаться на частицы расклинивающего наполнителя при расклинивании трещин, данный способ базируется на естественной проводимости, возникающей в результате наличия у пласта тенденции к саморасклиниванию, предотвращающему смыкание трещин. Метановые месторождения с угольными слоями представляют собой пример месторождения, хорошо подходящего для водного гидравлического разрыва пласта без использования частиц расклинивающего наполнителя.

К сожалению, на увеличение отдачи пласта и закачивание скважины с необсаженным забоем может быть оказано негативное влияние в лабильных пластах, таких как угольные слои, обогащенные органикой сланцы, глина или обогащенные органикой терригенные отложения и сильнотрещиноватые хрупкие горные породы. В данных пластах механические силы или естественная анизотропия напряжений «по месту» в результате могут привести к прохождению геологического процесса, известного как дробление, при котором обусловленные напряжением изменения на поверхности пласта приводят к тому, что от пласта будут «отшелушиваться» или отрываться мелкие частицы, или «мелочь». Данная мелочь может забивать поровое пространство в набивках из расклинивающего наполнителя или в саморасклинивающихся трещинах и уменьшать проводимость трещины, ограничивая потенциальную производительность скважины. Кроме того, неплотно связанная мелочь также может вызвать эрозию или привести к значительному износу эксплуатационного оборудования, используемого в способе добычи, и зачастую их необходимо отделять от добытых флюидов, что приводит к дополнительному увеличению расходов в данной технологии.

Предшествующие попытки по подавлению или ослаблению влияния неплотно связанной мелочи включали повышение клейкости, флокулирование и агломерирование. Благодаря данным способам неплотно связанной мелочи, образующейся в ходе гидравлического разрыва пласта, не дают возможности препятствовать течению во время миграции частиц через созданные трещины. Однако большинство из существующих решений не обращаются к концепции предварительной стабилизации пласта до его введения в эксплуатацию. Кроме того, в существующих решениях обычно также отсутствует возможность по восстановительной обработке трещин для стабилизации или подавления образования мелочи, и многие из них не обеспечивают возможности управления активацией состава для обработки приствольной зоны (например, составы для обработки приствольной зоны нельзя вводить в трещину, а после этого активировать для подавления или ослабления влияния неплотно связанной мелочи).

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится к водным добавкам, повышающим клейкость, и способам подавления образования частиц в подземных пластах при использовании водных добавок, повышающих клейкость.

Некоторые варианты реализации настоящего изобретения предлагают способы подавления образования частиц, включающие размещение водного соединения, повышающего клейкость, в части подземного пласта, содержащего неуплотненные частицы; и активацию водного соединения, повышающего клейкость.

Другие варианты реализации настоящего изобретения предлагают способы нанесения покрытия на часть поверхности в подземном пласте, включающие по существу нанесение покрытия из водного соединения, повышающего клейкость, на часть подземного пласта; и активацию водного соединения, повышающего клейкость.

Другие варианты реализации настоящего изобретения предлагают составы для обработки приствольной зоны, предназначенные для подавления образования мелких частиц, содержащие рабочую жидкость и водное соединение, повышающее клейкость.

Признаки и преимущества настоящего изобретения станут легко понятными для специалистов в соответствующей области техники после ознакомления с описанием предпочтительных вариантов реализации, которые следуют далее.

ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ

Настоящее изобретение относится к водным добавкам, повышающим клейкость, и способам подавления образования частиц в подземных пластах при использовании водных добавок, повышающих клейкость.

В соответствии с настоящим изобретением водное соединение, повышающее клейкость, можно вводить в часть подземной трещины. В соответствии с использованием в настоящем изобретении термин «клейкий» во всех его формах в общем случае относится к веществу, обладающему такой природой, что оно является (или может быть активировано для того, чтобы стать) несколько липким на ощупь.

Подходящие водные соединения, повышающие клейкость, способны сформировать, по меньшей мере, частичное покрытие на поверхности (такой как поверхность пласта или частиц). В определенных вариантах реализации в контакт с поверхностью сначала можно ввести состав для предварительной обработки приствольной зоны, который подготовит поверхность к нанесению на нее покрытия из водного соединения, повышающего клейкость. В общем случае подходящие водные соединения, повышающие клейкость, не являются клейкими при размещении на поверхности, но в желательное время они способны подвергаться «активации» (то есть дестабилизации, коалесценции и/или реакции) с превращением соединения в липкое, повышающее клейкость соединение. Такая активация может происходить до, во время или после размещения водного соединения, повышающего клейкость, в подземном пласте.

В конкретных вариантах реализации настоящего изобретения после активации водное соединение, повышающее клейкость, также будет способно формировать на открытой поверхности подземного пласта по существу клеящую сетку, что может уменьшить склонность пласта к дроблению или формированию мелких частиц при воздействии механических сил или естественной анизотропии напряжений «по месту». В результате нанесения покрытия на открытую поверхность пласта при использовании активированного водного соединения, повышающего клейкость, становится возможным высвобождение меньшего количества мелких частиц, что ограничивает то негативное влияние, которое мелочь может оказывать на производительность скважины.

Определенные варианты реализации настоящего изобретения описывают варианты использования водных соединений, повышающих клейкость, как для подавления образования неуплотненных частиц, существующих в подземном пласте, так и для стабилизации межфазных областей в подземном пласте таким образом, чтобы воспрепятствовать высвобождению или образованию частиц (иногда называемых «мелочью») с их удалением от межфазной поверхности. В соответствии с использованием в настоящем документе термин «неуплотненный» относится к ситуации, в которой частицы являются неплотно связанными друг с другом, не связанными или настолько слабо связанными, что становится возможной их миграция вместе с флюидами, движущимися по всему объему части подземного пласта. В определенных вариантах реализации настоящего изобретения водное соединение, повышающее клейкость, будучи активированным, способствует стабилизации мелочи благодаря улучшенной форме флокулирования. Как и при обычном флокулировании, мелочь, клейкость которой будет повышена, станет комковаться; однако улучшенное флокулирование, обусловленное водными соединениями, повышающими клейкость, настоящего изобретения, также делает возможным и прилипание флокулированной клейкой мелочи к поверхностям, с которыми она вступает в контакт (например, к поверхности пласта или частиц расклинивающего наполнителя). Поскольку клейкость мелочи будет повышена и мелочь будет оставаться клейкой в том случае, если флокулированная мелочь оторвется от поверхности, к которой она прилипла, она будет способна повторно прилипнуть к другой поверхности. Это дополнительно уменьшит вероятность того, что мелочь, клейкость которой будет повышена, будет ухудшать производительность скважины.

Конкретные варианты реализации настоящего изобретения также обеспечивают для подземных трещин возможность восстановления без необходимости в повторном гидравлическом разрыве пласта или повторном схватывании частиц расклинивающего наполнителя, которые, возможно, были осаждены в трещине. В вариантах реализации настоящего изобретения, которые включают «восстановительные операции» (то есть операции, в которых набивка из расклинивающего наполнителя уже будет находиться на месте и начнет возникать нежелательный обратный приток, что потребует проведения восстановления, или операции, когда пласт начнет дробиться и нестабильная поверхность пласта потребует восстановления), водные соединения, повышающие клейкость, настоящего изобретения могут оказаться в особенности хорошо подходящими отчасти благодаря тому, что их можно разместить в восстанавливаемой области в виде неклейкого вещества, а после этого активировать для придания им клейкого характера.

Водные соединения, повышающие клейкость, настоящего изобретения в общем случае представляют собой заряженные полимеры, которые включают соединения, которые, находясь в водных растворителе или растворе, будут образовывать незатвердевающее покрытие (сами по себе или вместе с активатором) и, будучи размещенными на частицах, будут увеличивать критическую скорость непрерывного повторного суспендирования частиц при попадании в контакт с потоком воды (что дополнительно описывается в примере 7). Водное соединение, повышающее клейкость, увеличивает степень контакта между зернами индивидуальных частиц в пласте (вне зависимости от того, будут ли это частицы расклинивающего наполнителя, мелкие частицы продуктивной толщи или другие частицы), способствуя появлению уплотнения частиц с получением клейкой, гибкой и проницаемой массы.

Примеры водных соединений, повышающих клейкость, подходящих для использования в настоящем изобретении, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: полимеры акриловой кислоты, полимеры сложных эфиров акриловой кислоты, полимеры производных акриловой кислоты, гомополимеры акриловой кислоты, гомополимеры сложных эфиров акриловой кислоты (такие как поли(метилакрилат), поли(бутилакрилат) и поли(2-этилгексилакрилат)), сополимеры сложных эфиров акриловой кислоты, полимеры производных метакриловой кислоты, гомополимеры метакриловой кислоты, гомополимеры сложных эфиров метакриловой кислоты (такие как поли(метилметакрилат), поли(бутилметакрилат) и поли(2-этилгексилметакрилат)), полимеры акриламидо-метил-пропансульфоната, полимеры производных акриламидо-метил-пропансульфоната, сополимеры акриламидо-метил-пропансульфоната и сополимеры акриловой кислоты/акриламидо-метил-пропансульфоната и их комбинации.

Несмотря на то что существует множество потенциальных способов определения подходящей водной добавки, повышающей клейкость, один практический способ выбора подходящего полимера заключается в нижеследующем: получите подвергаемый испытанию полимер в концентрированной форме (то есть в концентрации, приблизительно равной 20-50%) и добавьте к нему активатор. Если по результатам опыта в смеси, судя по ее виду, произойдет коагулирование с получением твердой или полутвердой массы, то тогда полимер будет представлять собой подходящую водную добавку, повышающую клейкость, соответствующую настоящему изобретению. Если в смеси, судя по ее виду, не произойдет коагулирование с получением твердой или полутвердой массы, то тогда необходимо будет выбрать другой активатор, а испытание повторить. Специалист в соответствующей области техники, зная желательный результат коагулирования, будет способен выбрать вероятные активаторы. Например, в случае испытания полимера на акрилатной основе на его пригодность в качестве водной добавки, повышающей клейкость, вероятным активатором будет являться смесь, содержащая 50% уксусного ангидрида и 50% ледяной уксусной кислоты (об./об.). Выбор водных соединений, повышающих клейкость, может зависеть, помимо прочего, от условий внутри скважины (например, минерализации, температуры и/или рН). Взаимосвязь с данными и другими условиями внутри скважины не будет одинаковой для всех подходящих водных соединений, повышающих клейкость. Например, высокая минерализация может ускорять активацию для определенных водных соединений, повышающих клейкость, при замедлении активации для других. Специалист в соответствующей области техники будет способен определить влияние конкретных условий внутри скважины на выбранное водное соединение, повышающее клейкость. Например, в случае полиакрилатных полимеров высокая минерализация, предельные значения рН (либо больше приблизительно 9, либо меньше приблизительно 5) в общем случае будут ускорять активацию.

Подходящие водные соединения, повышающие клейкость, в общем случае представляют собой заряженные полимеры, которые предпочтительно прилипают к частицам, имеющим противоположный заряд. Например, водное соединение, повышающее клейкость, имеющее отрицательный заряд, предпочтительно будет прилипать к поверхностям, характеризующимся зета-потенциалом в диапазоне от положительного до нейтрального, и/или гидрофобной поверхности. Подобным же образом при использовании аналогичного химического механизма положительно заряженные водные соединения, повышающие клейкость, предпочтительно будут прилипать к поверхностям, характеризующимся зета-потенциалом в диапазоне от отрицательного до нейтрального, и/или гидрофобной поверхности. Например, можно воспользоваться составом для предварительной обработки приствольной зоны, таким как с применением катионного полимера, для обработки поверхности с отрицательным зета-потенциалом или можно обработать поверхность с положительным зета-потенциалом при использовании анионных составов для предварительной обработки приствольной зоны. Как должен понимать специалист в соответствующей области техники, также можно использовать и амфотерные, и цвиттер-ионные составы для предварительной обработки приствольной зоны до тех пор, пока условия, воздействию которых они подвергаются во время использования, являются такими, что они будут демонстрировать наличие желательного заряда. В конкретных вариантах реализации, в которых подвергаемая обработке поверхность (пласта или частиц) не будет являться поверхностью, восприимчивой к обработке в надлежащей степени (то есть подвергаемая обработке поверхность не будет иметь заряд, по существу противоположный заряду выбранного водного соединения, повышающего клейкость), для придания поверхностям большей восприимчивости к водному соединению, повышающему клейкость, можно будет воспользоваться составом для предварительной обработки приствольной зоны. Подходящие составы для предварительной обработки приствольной зоны включают заряженные жидкости, включающие заряженное поверхностно-активное вещество, заряженный полимер или их комбинацию. Как должен понять специалист в соответствующей области техники после ознакомления с данным описанием, использование состава для предварительной обработки приствольной зоны является необязательным, и оно зависит, по меньшей мере отчасти, от несоответствия зарядов или от их отсутствия у выбранного водного соединения, повышающего клейкость, и подвергаемой обработке поверхности.

При использовании водных соединений, повышающих клейкость, настоящего изобретения обработке можно подвергать части почти что любого подземного пласта. Примеры пластов, которые можно подвергать обработке, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: каменноугольные отложения и пласты, содержащие железосодержащие минералы, такие как сидерит, магнетит и гематит. Как было показано, обработке также можно подвергать и глинистые минералы, демонстрирующие наличие естественного гидрофобного характера.

В общем случае водное соединение, повышающее клейкость, настоящего изобретения размещают в части подземного пласта в результате перемешивания водного соединения, повышающего клейкость, с рабочей жидкостью. Подходящими рабочими жидкостями настоящего изобретения могут быть водные жидкости, эмульсии, пены или любая другая форма жидкостей для подземных работ, известных на современном уровне техники. В определенных вариантах реализации рабочие жидкости настоящего изобретения включают пресную воду. В определенных вариантах реализации в качестве рабочей жидкости также можно использовать и солевые водные растворы при том условии, что концентрация соли в жидкости не будет оказывать нежелательного воздействия при активации и/или дестабилизации водного соединения, повышающего клейкость. В соответствии с настоящим изобретением также можно использовать водные гели, пены, беспримесные азот, диоксид углерода, эмульсии и другие подходящие жидкости для гидравлического разрыва пласта (сшитые или несшитые). Водные гели в общем случае состоят из воды и одного или нескольких гелеобразователей. Эмульсии могут состоять из двух несмешиваемых жидкостей, таких как подвергнутая гелеобразованию водная жидкость и ожиженная, обычно газообразная текучая среда, такая как азот или диоксид углерода. В примерах вариантов реализации настоящего изобретения жидкие носители представляют собой водные гели, состоящие из воды, гелеобразователя для гелеобразования в воде и увеличения ее вязкости и необязательно сшивателя для сшивания геля и дополнительного увеличения вязкости жидкости. Увеличенная вязкость подвергнутого гелеобразованию или подвергнутого гелеобразованию и сшиванию жидкого носителя, помимо прочего, приводит к уменьшению потерь жидкости и делает возможным транспортирование значительных количеств суспендированных частиц расклинивающего наполнителя при помощи жидкого носителя. Водой, используемой для получения жидкого носителя, могут быть пресная вода, соленая вода, рассол или любая другая водная жидкость, которая не будет неблагоприятным образом вступать в реакцию с другими компонентами. В результате использования водного жидкого носителя влияние подземных работ, соответствующих настоящему изобретению, на окружающую среду может быть сведено к минимуму или уменьшено, в особенности тогда, когда рабочую жидкость выпускают в поверхностные земные, водные или морские среды, или когда жидкость подпадает под регулирование в соответствии с Законом о безопасности питьевой воды Агентства по охране окружающей среды США (U.S., EPA Safe Drinking Water Act (Section 1425, 42 U.S.C. 3000h-4(a), Section 1422(b), 42 U.S.C. 300h-1(b))).

Как упоминалось выше, водное соединение, повышающее клейкость, обычно является неклейким при перемешивании с жидким носителем. Для активации (то есть придания клейкости) в случае водного соединения, повышающего клейкость, используют «активатор», который может включать несколько различных соединений. Обычно активатором являются органическая кислота (или ангидрид органической кислоты, который способен подвергаться гидролизу в воде с получением органической кислоты), неорганическая кислота, неорганическая соль (такая как рассол), заряженное поверхностно-активное вещество, заряженный полимер или их комбинация, но в качестве активатора, соответствующего положениям настоящего изобретения, может быть использовано любое вещество, которое будет способно сделать водное соединение, повышающее клейкость, нерастворимым в водном растворе. Выбор активатора может варьироваться в зависимости, помимо прочего, от состава водного соединения, повышающего клейкость. Примером одного активатора, подходящего для использования в настоящем изобретении, является смесь уксусная кислота/уксусный ангидрид. Подходящими также могут быть и другие кислоты, соли кислот, ангидриды и их смеси. Опять-таки это аналогично коагулированию. Например, многие латексы натурального каучука в ходе процесса изготовления коагулируют под действием уксусной или муравьиной кислоты. Подходящие соли включают нижеследующее (но не ограничиваются только им): хлорид натрия, хлорид калия, хлорид кальция и их смеси. В еще одном примере варианта реализации настоящего изобретения для активации водного соединения, повышающего клейкость, может оказаться достаточной концентрация солей, присутствующих в самой пластовой воде. В таком варианте реализации добавление дополнительного активатора может оказаться излишним. В общем случае при использовании активатора он будет присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 0,1% до приблизительно 20% (мас.) при расчете на объем жидкости; однако в некоторых случаях, таких как при использовании рассолов, активатор может присутствовать в избытке по отношению к составам для обработки приствольной зоны и водному соединению, повышающему клейкость. Однако, в рамках положений настоящего изобретения, может быть использовано любое соединение, которое будет приводить к активации водного соединения, повышающего клейкость (например, приводящее к тому, что водное соединение, повышающее клейкость, будет становиться нерастворимым), вне зависимости от концентрации активатора, необходимой для запуска активации водного соединения, повышающего клейкость.

Семейство подходящих активаторов по существу является тем же самым, что и семейство подходящих составов для предварительной обработки приствольной зоны; различие связано, по меньшей мере отчасти, с используемым количеством и привязкой его использования по времени. Например, в случае использования одних и тех же химиката или химикатов в качестве состава для предварительной обработки приствольной зоны и в качестве активатора, состав для предварительной обработки приствольной зоны может составлять только от приблизительно 0,1% до приблизительно 5% от объема совокупного используемого количества. Специалист в соответствующей области техники должен понимать то, что состав для предварительной обработки приствольной зоны, в первую очередь, используют для подготовки поверхности для приема водного соединения, повышающего клейкость, и в общем случае его не будут использовать в количестве, достаточном по существу для активации водного соединения, повышающего клейкость. Кроме того, в определенных вариантах реализации активатор вообще может оказаться излишним. Например, часть подвергаемого обработке подземного пласта может характеризоваться достаточным уровнем содержания солей в пластовых флюидах, так что к желательной активации в результате будут приводить простое размещение в пласте водного соединения, повышающего клейкость, и создание условий для его введения в контакт с существующими флюидами.

В общем случае повышающую клейкость обработку настоящего изобретения можно проводить в любой момент времени в течение продуктивного периода скважины, зачастую без необходимости в повторном проведении гидравлического разрыва пласта в скважине, которая может включать, а может и не включать набивку из расклинивающего наполнителя. Например, в конкретных вариантах реализации водное соединение, повышающее клейкость, настоящего изобретения можно использовать для предварительной обработки трещины в результате размещения в трещине водного соединения, повышающего клейкость, до любой жидкости, наполненной частицами. В еще одном варианте реализации настоящего изобретения водное соединение, повышающее клейкость, можно использовать для обработки трещины просто в результате использования состава для предварительной обработки приствольной зоны (содержащего рабочую жидкость и водное соединение, повышающее клейкость) в качестве жидкости для гидравлического разрыва пласта. А в еще одном варианте реализации настоящего изобретения водное соединение, повышающее клейкость, можно размещать в трещине непосредственно после проведения гидравлического разрыва пласта, с наполнением частицами или по другому варианту. Таким образом, затраты на обработку можно значительно уменьшить, а при снижении производительности скважины можно провести модифицирование, продлевающее продуктивный период скважины.

Кроме того, водное соединение, повышающее клейкость, можно подвергать воздействию активатора в любой из нескольких различных моментов времени в ходе проведения гидравлического разрыва пласта. В конкретном варианте реализации настоящего изобретения активатор можно перемешивать с жидким носителем приблизительно в то же самое время, что и водное соединение, повышающее клейкость. Таким образом, водное соединение, повышающее клейкость, введенное в подземный пласт, уже будет активированным или, по меньшей мере, будет находиться в процессе активации. В еще одном варианте реализации настоящего изобретения активатор можно вводить в подземный пласт в определенный момент времени после введения в пласт водного соединения, повышающего клейкость (например, водное соединение, повышающее клейкость, в подземном пласте может присутствовать в течение определенного периода времени до того, как оно будет активировано). Таким образом, водное соединение, повышающее клейкость, обеспечивает получение возможности восстановительного повышения клейкости для трещины в случае возникновения дробления или появления необходимости в повторном уплотнении частиц расклинивающего наполнителя или мелочи. Специалист в соответствующей области техники должен понимать то, что решение относительно того, проводить или нет предварительное перемешивание активатора и водного соединения, повышающего клейкость, зависит, по меньшей мере отчасти, от выбранного активатора. Например, солевой активатор может иметь тенденцию к более быстрой активации водного соединения, повышающего клейкость, в сопоставлении с активатором в виде заряженного поверхностно-активного вещества.

Для облегчения лучшего понимания настоящего изобретения приводятся следующие далее примеры предпочтительных вариантов реализации. Нижеследующие примеры никоим образом не должны восприниматься в качестве ограничения или определения объема изобретения.

ПРИМЕРЫ

Пример 1

Базовый гель, содержащий сшитую боратом жидкость для гидравлического разрыва пласта, содержащую 35 фунтов сухого гуарового полимера на 1000 галлонов, получали в результате перемешивания 1 литра воды, содержащей 20 граммов соли KCl, 4,2 грамма сухого гуарового полимера, и 0,2 мл смеси уксусная кислота/ацетат аммония (используемой в качестве буфера рН для уменьшения значения рН у смеси до приблизительно 6,5) и создания условий для гидратации гуара при одновременном перемешивании в смесителе в течение приблизительно 10 минут. Вслед за стадией гидратации для увеличения значения рН у конечного базового геля до приблизительно 10,2 добавляли 2,5 мл карбоната калия (используемого в качестве буфера рН).

Песок Brady (меш 20/40) подвергали обработке с использованием 1 мл четвертичного аммониевого поверхностно-активного вещества (на 250 г песка), а после этого нанесению сухого покрытия с получением 3 массовых процентов покрытия из 40%-го раствора полимерного сложного эфира полиакриловой кислоты.

250 граммов песка 20/40 Brady с нанесенным покрытием после этого помещали в чистый 1-литровый химический стакан, добавляли 300 мл раствора базового геля и химический стакан размещали в водяной бане с расположенной сверху мешалкой при 140°F. Во время перемешивания в течение приблизительно 2 минут к суспензии базовый гель/частицы расклинивающего наполнителя добавляли 0,32 мл боратного сшивателя, что обеспечивало инициирование сшивания.

Добивались стабильного сшивания и его сопоставляли с результатами эксперимента в контрольном испытании при использовании частиц расклинивающего наполнителя без проведения обработки изобретения. Обе жидкости оставались стабильными, что свидетельствует о том, что раствор изобретения не оказывал значительного негативного воздействия на стабильность жидкости; то есть она не демонстрировала наличия негативных эффектов, таких как неспособность к сшиванию или преждевременное разрушение.

После разрушения сшитого геля под действием HCl песок с нанесенным покрытием отделяли и подвергали испытанию, и, как было подтверждено, он демонстрировал характер желательной клейкости и улучшенные эксплуатационные характеристики в испытании с тройником (смотрите пример 7). Кроме того, песок с нанесенным покрытием, как было обнаружено, не требовал наличия дополнительного активатора для достижения желательных свойств нанесенного покрытия благодаря, по меньшей мере отчасти, тому, что система геля для гидравлического разрыва пласта содержала активаторы, такие как KCl, а также демонстрировала значение рН, благоприятное для активации полимера на акриловой основе.

Пример 2

Песок Brazos River, характеризующийся размером частиц, меньшим 100 меш, использовали для моделирования пластового песка. Данный материал в качестве набивки размещали внутри сужающейся тефлоновой гильзы с внутренним диаметром 1 дюйм и длиной 5 дюймов. Ниже и выше материала песка Brazos River в качестве набивки вносили песок Ottawa с размером частиц, соответствующим 20/40 меш, до толщины, приблизительно равной 0,5 дюйма. После этого колонку песка насыщали с использованием 3%-го рассола KCl и промывали при помощи данного рассола при 5 мл/мин в количестве, соответствующем нескольким объемам порового пространства, для определения начальной проницаемости набивки из песка. Песок Brazos River после этого подвергали обработке с использованием состава для обработки приствольной зоны (4% (об.) 40%-го раствора полимерного сложного эфира полиакриловой кислоты, 0,5% активатора, 0,1% катионного поверхностно-активного вещества, 0,1% амфотерного поверхностно-активного вещества, балансовая вода) в количестве, соответствующем 2 объемам порового пространства. Рассол KCl (3%) в количестве, соответствующем 5 объемам порового пространства, после этого использовали для дополнительного промывания набивки из песка. Подвергнутую обработке колонку песка после этого размещали в печи для отверждения при 175°F в течение 20 часов.

По окончании периода отверждения через подвергнутую обработке колонку песка организовывали течение в противоположном направлении при использовании 3%-го рассола KCl. Расход выдерживали постоянным на уровне 5 мл/мин для определения остаточной проницаемости набивки из песка в сопоставлении с величиной начальной проницаемости. Сохранялось более 95% от проницаемости подвергнутой обработке набивки из песка и не наблюдалось никаких признаков получения мелочи в отходящем потоке, собираемом в ходе подачи при 5 мл/мин потока KCl, используемого для определения восстановленной проницаемости.

Результаты данного примера подтверждают то, что состав для обработки приствольной зоны был способен стабилизировать материал пластового песка, не приводя к избыточному нарушению проницаемости у набивки из песка.

Пример 3

В данном примере повторили методику получения и испытания, подобную той, что описывается в примере 2, за исключением того, что использовали другие концентрации состава для обработки приствольной зоны. Для моделирования мелких частиц продуктивной толщи использовали песок Brazos River. Данный материал в виде набивки размещали внутри сужающейся тефлоновой гильзы с внутренним диаметром 1 дюйм и длиной 5 дюймов. Ниже и выше материала песка Brazos River в качестве набивки вносили песок Ottawa с размером частиц, соответствующим 20/40 меш, до толщины, приблизительно равной 0,5 дюйма. После этого колонку песка насыщали с использованием 3%-го рассола KCl и промывали при помощи данного рассола при 5 мл/мин в количестве, соответствующем нескольким объемам порового пространства, для определения начальной проницаемости набивки из песка. После этого добавляли состав для обработки приствольной зоны (2% (об.) 40%-го раствора полимерного сложного эфира полиакриловой кислоты, 0,5% активатора, 0,1% катионного поверхностно-активного вещества, 0,1% амфотерного поверхностно-активного вещества, балансовая вода) в количестве, соответствующем 2 объемам порового пространства. Рассол KCl (3%) в количестве, соответствующем 5 объемам порового пространства, после этого использовали для дополнительного промывания набивки из песка.

Подвергнутую обработке колонку песка после этого размещали в печи для отверждения при 175°F в течение 20 часов. По окончании периода отверждения через подвергнутую обработке колонку песка организовывали течение в противоположном направлении при использовании 3%-го рассола KCl. Расход выдерживали постоянным на уровне 5 мл/мин для определения остаточной проницаемости набивки из песка в сопоставлении с величиной начальной проницаемости.

Сохранялось более 97% от проницаемости подвергнутой обработке набивки из песка. Опять-таки не наблюдалось никаких признаков получения мелочи в отходящих потоках, которые собирали в ходе подачи потока при восстановленной проницаемости.

Пример 4

Песок Brazos River использовали в качестве моделированного пластового песка. Материал в качестве набивки размещали в двух латунных ячейках с внутренним диаметром 1,5 дюйма и из него формировали средний слой в сэндвичевой структуре между набивками из песка, образованными из песка с размерами частиц, соответствующими 70/170 меш. Колонку песка промывали при использовании 3%-го рассола KCl в количестве, соответствующем 3 объемам порового пространства, с последующим промыванием с использованием состава для обработки приствольной зоны (5% (об.) 40%-го раствора полимерного сложного эфира полиакриловой кислоты, 0,5% активатора, 0,2% поверхностно-активных веществ, балансовая вода) в количестве, соответствующем 2 объемам порового пространства, и подвергали дополнительному промыванию с использованием 3%-го рассола KCl в количестве, соответствующем 3 объемам порового пространства.

После этого одну ячейку размещали в печи при 175°F на 20 часов, а одну размещали в печи при 325°F на 20 часов, для моделирования внутрискважинного отверждения в скважине. По окончании периода отверждения подвергнутый обработке песок удаляли из ячейки и визуально исследовали его текстуру, форму и гибкость. Подвергнутый обработке песок Brazos River имеет вид твердой структуры, который принимает форму ячейки. Несмотря на пренебрежимую малость величины прочности уплотнения, что обычно наблюдается в случае уплотненной горной породы, подвергнутые обработке зерна песка Brazos River слипаются друг с другом с образованием стабильной структуры.

Пример 5

Песок Brazos River использовали в качестве моделированного пластового песка. Материал в качестве набивки размещали в двух латунных ячейках с внутренним диаметром 1,5 дюйма и из него формировали средний слой в сэндвичевой структуре между набивками из песка, образованными из песка с размерами частиц, соответствующими 70/170 меш. Колонку песка промывали при использовании 3%-го рассола KCl в количестве, соответствующем 3 объемам порового пространства, с последующим промыванием с использованием состава для обработки приствольной зоны (5% (об.) 40%-го раствора полимерного сложного эфира полиакриловой кислоты, 0,5% активатора, 0,2% поверхностно-активных веществ, балансовая вода) в количестве, соответствующем 2 объемам порового пространства, но никакого дополнительного промывания не использовали.

После этого одну подвергнутую обработке колонку размещали в печи при 175°F на 20 часов, а одну размещали в печи при 325°F на 20 часов, для моделирования внутрискважинного отверждения в скважине. По окончании периода отверждения подвергнутый обработке песок удаляли из ячейки и визуально исследовали его текстуру, форму и гибкость. Опять-таки подвергнутый обработке песок Brazos River имеет вид твердой структуры, который принимает форму ячейки. Несмотря на пренебрежимую малость величины прочности уплотнения, что обычно наблюдается в случае уплотненной горной породы, подвергнутые обработке зерна песка Brazos River слипаются друг с другом с образованием стабильной структуры.

Пример 6

Мелочь в виде песка Brazos River с размерами частиц, соответствующими номеру сита 200 меш и менее, использовали для моделирования мелких частиц продуктивной толщи. Материал в качестве набивки размещали внутри прозрачной акриловой проточной ячейки с внутренним диаметром 1 дюйм для облегчения наблюдения. Ниже и выше данного материала мелких частиц продуктивной толщи в качестве набивки вносили песок Ottawa с размером частиц, соответствующим номеру сита 20/40 меш. После этого колонку песка насыщали с использованием 3%-го рассола KCl и промывали при помощи данного рассола в количестве, соответствующем 5 объемам, после этого - с использованием состава для обработки приствольной зоны (2% (об.) 40%-го раствора полимерного сложного эфира полиакриловой кислоты, 0,5% активатора, 0,2% поверхностно-активных веществ, балансовая вода) в количестве, соответствующем 2 объемам порового пространства, а после подвергали дополнительному промыванию с использованием 3%-го рассола KCl в количестве, соответствующем 2 объемам порового пространства.

Подвергнутую обработке колонку песка после этого размещали в печи для отверждения при 140°F в течение 20 часов. По окончании периода отверждения через подвергнутую обработке колонку песка организовывали течение при использовании 3%-го рассола KCl в направлении, противоположном тому, что имело место во время проведения обработки. Начальная величина расхода составляла 10 мл/мин, и ее в пошаговом режиме увеличивали до 80 мл/мин. Отходящие потоки собирали для содействия подтверждению того, что наблюдали в ячейке во время течения. Все результаты свидетельствовали о том, что подвергнутая обработке колонка была способна полностью подавить миграцию мелочи при всех расходах в сопоставлении с контрольным образцом.

Для сопоставления в качестве контрольного образца использовали полученную идентичную колонку песка, но без проведения обработки с использованием жидкости, повышающей клейкость. В соответствии с наблюдениями, как только устанавливалось течение, мелкие частицы немедленно начинали мигрировать в набивку из песка и получались в виде части отходящего потока, даже при 10 мл/мин.

Пример 7

Образец песка 20/40 Brady подвергали обработке (41,25% концентрата полимерного сложного эфира полиакриловой кислоты, 3,75% поверхностно-активных веществ, 30% воды с последующим добавлением 25% активатора) при приблизительно 2% (об./мас.) при расчете на совокупный объем состава для обработки приствольной зоны. После этого данный образец подвергали испытанию с тройником следующим образом. Оценку жидкости или раствора соединения, предназначенного для использования в качестве соединения, повышающего клейкость, можно провести при использовании следующего испытания: во-первых, критическую скорость повторного суспендирования определяют для материала, на который будут наносить покрытие из соединения, повышающего клейкость. Один подходящий аппарат для испытания включает стеклянный тройник с размером 1/2'', который соединяют с источником воды на входе, а линию утилизации на выходе блокируют для течения жидкости. Суспензию частиц на водной основе отсасывают в тройник через впускное отверстие и собирают в части тройника, проводя фильтрацию на сетке. Когда часть тройника заполняется, источник вакуума удаляют и для герметизации концевой позиции в части используют заглушку. После этого канал потока от впускного отверстия до выпускного отверстия прочищают дочиста и к впускному отверстию присоединяют насос с объемным регулированием и инициируют контролируемое течение воды. Скорость жидкости через впускное отверстие медленно увеличивают до тех пор, пока первая частица материала частиц не будет подхвачена потоком текущей воды. Это определяет точку отсчета для скорости начала повторного суспендирования. После этого расход дополнительно увеличивают до тех пор, пока удаление частиц не становится непрерывным. Это определяет точку отсчета для скорости непрерывного повторного суспендирования. После этого испытание можно завершить, а аппарат повторно заполняют частицами, имеющими покрытие, соответствующее приблизительно 0,5 процента активного материала при расчете на массу частиц, используемых для этого. Подобные тенденции в общем случае наблюдаются для результатов, когда подвергаемые испытанию концентрации находятся в диапазоне от приблизительно 0,1 до приблизительно 3 процентов, однако, уровень 0,5 процента, который находится в предпочтительном диапазоне для нанесения, является предпочтительным для стандартизации методики. Испытание можно повторить для определения начальной точки удаления частиц и скорости, при которой удаление становится непрерывным. После этого на основании значения точки отсчета для начального или непрерывного режимов определяют процент увеличения (или уменьшения) скорости.

По сути дела подвергнутые обработке частицы расклинивающего наполнителя будут сопротивляться транспортированию в отличие от не подвергнутых обработке частиц расклинивающего наполнителя. Образец для испытаний не демонстрировал признаков перемещения даже при течении в аппарате для испытания при максимальном для него расходе 2000 мл/мин. В случае не подвергнутого обработке песка 20/40 Brady его течение начиналось при 154 мл/мин; подвергнутый обработке песок сопротивлялся течению при расходах, более чем в 13 раз превышающих соответствующую величину для не подвергнутого обработке материала.

Пример 8

Образец песка 20/40 Brady подвергали обработке (40%-ый концентрат полимерного сложного эфира полиакриловой кислоты, 5% поверхностно-активных веществ, 10% активатора, балансовая вода) при приблизительно 2% (об./мас.) при расчете на совокупный объем состава для обработки приствольной зоны. Данный образец демонстрировал 13%-ое улучшение проводимости набивки из расклинивающего наполнителя в сопоставлении с не подвергнутым обработке песком 20/40 Brady. Подвергнутая обработке набивка из расклинивающего наполнителя согласно наблюдениям также демонстрировала желательный адгезионный характер, при котором зерна индивидуальных частиц были адгезионно и эластично связаны друг с другом.

Пример 9

Один способ определения того, является ли полимер подходящим для использования в качестве водной добавки, повышающей клейкость, заключается в следующем. Получите смесь, состоящую из 50% уксусного ангидрида и 50% ледяной уксусной кислоты (об./об.). Разместите 10 мл подвергаемого испытанию полимера в стеклянной колбе объемом 60 мл. После этого добавьте 40 мл деионизованной воды и повертите в руках для перемешивания. Затем добавьте 15 мл смеси уксусная кислота/уксусный ангидрид (или другого активатора). Интенсивно встряхивайте колбу в течение 30 сек. Подходящий полимер будет образовывать твердую или полутвердую массу. Повторите испытание с использованием других известных активаторов, таких как смесь уксусная кислота/уксусный ангидрид, другие кислоты, соли кислот, ангидриды, заряженные полимеры, заряженные поверхностно-активные вещества, хлорид натрия, хлорид калия, хлорид кальция и их смеси.

Пример 10

Обработки проводили для метанового месторождения с угольными слоями, характеризующегося относительно низкой производительностью индивидуальных скважин. Производительность скважины, как представлялось, по меньшей мере отчасти, ухудшалась в результате забивания угольной мелочью каналов притока газа в буровую скважину. Скважины предварительно подвергали гидравлическому разрыву пласта в нескольких угольных слоях. Две скважины подвергали обработке с использованием раствора, содержащего уксусный ангидрид, ледяную уксусную кислоту, водное соединение, повышающее клейкость, в виде полимерного сложного эфира полиакриловой кислоты, фермент и окислитель в воде.

Производительность по метану у первой скважины от приблизительно 43 MCFD (тысяча кубических футов в день) до обработки изменилась до приблизительно 75 MCFD после обработки. Подобным же образом производительность по метану у второй скважины от приблизительно 80 MCFD до обработки изменилась до приблизительно 105 MCFD после обработки. Кроме того, наблюдения для данных подвергнутых обработке скважин показывают то, что добываемая вода не содержит мелких частиц в сопоставлении с состоянием скважин до обработки; таким образом, подтверждается гипотеза о том, что была достигнута эффективная стабилизация частиц в пласте.

Пример 11

50 мл суспензии измельченных частиц угля (Subitmunious A) получали из сухого угля, измельченного при помощи ступки и пестика и размещенного в колбе, содержащей пресную воду, и суспендированного. После этого суспензию уголь/вода подвергали обработке с использованием 10 мл раствора, содержащего уксусный ангидрид, ледяную уксусную кислоту, воду и водное соединение, повышающее клейкость, в виде полимерного сложного эфира полиакриловой кислоты. После проведения обработки наблюдали начальное флокулирование частиц угля в течение периода времени, приблизительно равного 12 часам, после чего частицы угля наблюдались в виде агломерированной массы, которая была способна разрушаться и повторно формироваться при перемешивании. Водная фаза осветлялась до уровня отсутствия видимых мелких частиц, остающихся в растворе. Данный пример визуально проиллюстрировал описанный способ стабилизации угольной мелочи и ее удаления из водного раствора.

Пример 12

Твердый образец угля в виде квадрата со стороной, приблизительно равной 2 см, размещали в содержащей воду колбе объемом 60 мл. После этого колбу размещали в ультразвуковом аппарате на 10 минут. Результатом являлось видимое количество частиц угля, которое в результате дробления отделялось от поверхности более крупного куска. В еще одной колбе по существу идентичный образец угля подвергали обработке с использованием раствора, содержащего уксусный ангидрид, ледяную уксусную кислоту, воду и водное соединение, повышающее клейкость, в виде полимерного сложного эфира полиакриловой кислоты, а затем его размещали в воде и после этого размещали в ультразвуковом аппарате на 10 минут. Визуальное наблюдение подвергнутого обработке образца угля продемонстрировало почти полное отсутствие угольной мелочи, в результате дробления отделяющейся от поверхности угля, который был подвергнут обработке.

Пример 13

Обработку проводили для слабо уплотненного пласта из обломочных горных пород, из которого добывали газ и который демонстрировал низкую производительность скважины. Производительность скважины, как представлялось, по меньшей мере отчасти, ухудшалась вследствие забивания мелочью каналов притока газа в буровую скважину. В скважинах предварительно проводили гидравлический разрыв пласта. Скважину подвергали обработке с использованием водного соединения, повышающего клейкость, включающего сложный эфир полиакриловой кислоты, смеси уксусный ангидрид/уксусная кислота, четвертичного аммониевого поверхностно-активного вещества, амфотерного поверхностно-активного вещества, фермента и окислителя в воде. Производительность скважины от 30 MCFD изменилась до 200 MCFD, демонстрируя то, что проблема с мелочью по существу была устранена.

Пример 14

100 граммов образца в виде песка 20/40 Brady подвергали обработке (2% концентрата полимерного катионного полиакриламида, 94% воды с последующим добавлением 4% активатора в виде смеси уксусный ангидрид/уксусная кислота) при использовании 100 мл катионной жидкой добавки, повышающей клейкость. После извлечения песок Brady демонстрировал желательные характеристики клейкости.

Пример 15

1 грамм образца активированной угольной мелочи подвергали обработке (2% концентрата полимерного катионного полиакриламида, 1% анионного поверхностно-активного вещества, 93% воды с последующим добавлением 4% активатора в виде смеси уксусный ангидрид/уксусная кислота) при использовании 100 мл катионной жидкой добавки, повышающей клейкость. Мелочь уплотняли в течение 5 минут до получения клейкой массы.

Пример 16

1 грамм образца активированной угольной мелочи подвергали обработке (2% концентрата полимерного катионного полиакриламида, 1% анионного поверхностно-активного вещества, 1% амфотерного поверхностно-активного вещества, 92% воды с последующим добавлением 4% активатора в виде смеси уксусный ангидрид/уксусная кислота) при использовании 100 мл катионной жидкой добавки, повышающей клейкость. Мелочь уплотняли в течение 5 минут до получения клейкой массы.

Поэтому настоящее изобретение хорошо адаптировано для достижения как упомянутых целей и преимуществ, так и тех из них, которые присущи настоящему изобретению. Несмотря на то что специалистом в соответствующей области техники могут быть сделаны многочисленные изменения, такие изменения включаются в сущность данного изобретения, определенного в прилагаемой формуле изобретения.

Реферат

Изобретение относится к водным добавкам, повышающим клейкость, и способам подавления образования частиц в подземном пласте при использовании водных добавок, повышающих клейкость. Способ подавления образования частиц включает размещение водного соединения, повышающего клейкость, указанного вида в части подземного пласта, содержащего неуплотненные частицы; и активацию этого соединения активатором указанного вида с образованием незатвердевающего покрытия. Способ нанесения покрытия на часть поверхности в подземном пласте включает по существу нанесение покрытия из водного соединения, повышающего клейкость, указанного вида на часть подземного пласта и активацию этого соединения активатором указанного вида с образованием незатвердевающего покрытия. Состав для обработки приствольной зоны, предназначенный для подавления образования мелких частиц, содержит рабочую жидкость, водное соединение, повышающее клейкость, указанного вида и активатор указанного вида, способный делать это соединение нерастворимым с образованием незатвердевающего покрытия. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности стабилизации или подавления образования мелких частиц. 3 н. и 41 з.п. ф-лы.

Формула