ОТКЛОНЯЮЩИЕ СИСТЕМЫ ДЛЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИ ОПЕРАЦИЯХ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[0001] Изобретение относится к использованию растворимых закупоривающих агентов и смесей, содержащих такие закупоривающие агенты, для интенсификации добычи углеводородов из подземных пластов путем переадресации скважинных обрабатывающих флюидов из высокопроницаемых зон в низкопроницаемые зоны.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0002] Успешность операций интенсификации, таких как гидроразрыв и кислотная обработка, основана на возможности добычи углеводородов из высокопроницаемых зон, так же как из зон с низкой проницаемостью в системе трещин.

[0003] В прошлом, внимание концентрировалось, в большой мере, на методах улучшения подземного размещения скважинных обрабатывающих флюидов, которые используются в операциях кислотной обработки для стимулирования притока и гидроразрыва пласта.

[0004] Кислотное стимулирование углеводородного продуктивного пласта, такое как кислотная обработка материнской породы, интенсифицирует добычу углеводородов. В этой операции, кислоту или кислотообразующий материал закачивают в пласт, и кислота вступает в реакцию с минералами в пласте. В результате, проницаемость вблизи ствола скважины повышается в связи с открытием внутри пласта каналов или каналов-червоточин. Помимо растворения материалов пласта, кислота может удалять блокировки, обусловленные естественными или техногенными условиями. Эта операция получила наибольшее распространение при обработке карбонатных пластов, поскольку продукты реакции растворимы в отработанной кислоте.

[0005] Прежние попытки оптимизации помещения кислоты в скважину были сосредоточены на закачке в ствол скважины простого кислотного раствора. Такие попытки оказались неэффективными, поскольку флюид часто вступал в реакцию или расходовался слишком быстро. По этой причине, такие обрабатывающие флюиды были не способны проникать глубоко в пласт, поэтому их эффективность ограничивалась применениями в ближайшей окрестности ствола скважины. Таким образом, в случаях, когда обрабатываемый подземный пласт содержал области с изменяющейся проницаемостью, закачанная кислота обычно окисляла зону внутри пласта, которая имела самую высокую проницаемость и самую высокую степень насыщения водой. В результате, возникало резкое различие между зонами с высокой проницаемостью (обработанные зоны) внутри пласта и зонами с низкой проницаемостью (необработанные зоны).

[0006] Необходима оптимизация помещения кислоты в скважину, для обеспечения однородного распределения обрабатывающего флюида по обрабатываемой зоне. Желательно также, чтобы скважинные обрабатывающие флюиды (такие как жидкости гидроразрыва) затекали в зоны с более низкой проводимостью.

[0007] Чтобы отклонить поток обрабатывающих флюидов от областей с высокой проницаемостью и/или водонасыщенных областей в пласте к областям с более низкой проницаемостью или нефтеносным областям, были разработаны как химические, так и механические способы. Различие между химическим и механическим отклонением состоит в том, что химические закупоривающие агенты достигают отклонения за счет повышения сопротивления потоку внутри каналов, созданных в системе трещин, тогда как механическое отклонение управляет местом входа флюидов в стволе скважины. Поэтому химические закупоривающие агенты часто рассматриваются как внутренние закупоривающие агенты, по сравнению с внешним механическим отклонением.

[0008] Хотя химические закупоривающие агенты на известном уровне техники демонстрируют желательные скорости разложения при более высоких температурах, обычно превышающих 250°F (121°С), они слишком медленно растворяются при более низких температурах. В результате, такие материалы непригодны в пластовых резервуарах, в которых температура на забое ниже 250°F (121°С). Следовательно, существует потребность в альтернативных закупоривающих агентах, особенно для использования в пластовых резервуарах, в которых температура на забое ниже 250°F (121°С).

[0009] Кроме того, закупоривающие агенты на известном уровне техники часто уменьшают проводимость в продуктивных зонах, как только поверхность таких зон закупоривается или блокируется. Это особенно верно для продуктивных зон, находящихся вблизи ствола скважины. Следовательно, существует потребность в альтернативных способах интенсификации добычи углеводородов из зон системы трещин с более высокой проницаемостью, от которых произведено отклонение, особенно из таких зон, расположенных вблизи ствола скважины.

[00010] Следует понимать, что представленная выше информация приведена только в иллюстративных целях и не предназначена для ограничения объема или предмета, указанных в приложенной формуле изобретения, либо объема или предмета, указанных в родственной патентной заявке или патенте. Следовательно, ни приложенная формула изобретения, ни формулы в любой родственной заявке или патенте не должны быть ограничены приведенным выше обсуждением или истолкованы как решение проблемы, включение или исключение каждого или любого из указанных выше свойств или недостатков просто из-за их упоминания в данном документе.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[00011] Изобретение относится к способу переадресации скважинного обрабатывающего флюида к целевым зонам подземного пласта внутри пластового резервуара посредством отклонения флюида от высокопроницаемых зон или неповрежденных зон пласта временной блокировкой высокопроницаемых зон. Скважинный обрабатывающий флюид может содержать одно или более соединений формулы:

или его ангидрид, где:

R¹ представляет собой -COO-(R⁵O)_y-R⁴ или -Н;

R² и R³ выбраны из группы, состоящей из -Н и - COO-(R⁵O)_y-R⁴,

при условии, что оба R² или R³ обозначают -COO-(R⁵O)_y-R⁴, когда R¹ представляет собой -Н и

дополнительно при условии, что только один из R² или R³ представляет собой -СОО-(R⁵O)_y-R⁴,

когда R¹ представляет собой -COO-(R⁵O)_y-R⁴;

R⁴ представляет собой -Н или алкильную группу C₁-C₆;

R⁵ представляет собой алкиленовую группу C₁-С₆; и

каждое y равно от 0 до 5.

Закупоривающий агент может быть полезен при температурах на забое выше 175°F (79,4°С) и, в большинстве случаев, выше 250°F (121°С).

[00012] В варианте реализации изобретения, скважинный обрабатывающий флюид отклоняют от зоны с высокой проницаемостью или неповрежденной зоны пласта внутри пластового резервуара введением в пластовый резервуар смеси частиц формулы (III) и частиц из одного или более алифатических полиэфиров, которые описываются общей формулой из повторяющихся единиц:

где n равно целому числу из диапазона от 75 до 10000 и R выбрано из группы, состоящей из водорода, алкила, арила, алкиларила, ацетила, гетероатомов и их смесей. В этом варианте реализации изобретения, температура в глубине пластового резервуара может составлять от около 80°F (26,7°С) до около 190°F (87,8°С). В некоторых случаях, когда требуется повышенная скорость растворения соединения формулы (I), можно использовать смешанный материал в пластовых резервуарах с температурой на забое скважины менее 250°F (121°С). Частицы структурной формулы (I), так же как частицы структурной формулы (III), имеют гранулометрический состав, подходящий для блокировки проникновения флюида в высокопроницаемую зону пласта. В этом случае, поток флюида отклоняется к низкопроницаемой части пласта.

[00013] В другом варианте реализации изобретения, частицы структурной формулы (III), смешанные с частицами структурной формулы (I), формируют закупоривающие твердые частицы на поверхности подземного пласта внутри пластового резервуара, которые отклоняют поток обрабатывающего флюида от высокопроницаемой зоны пласта. Температура в глубине пластового резервуара обычно находится в диапазоне от около 140°F (60°С) до около 190°F (87,8°С). При таких температурах в глубине, соединение(я) формулы (III) повышают характеристики частиц формулы (I). В отсутствие соединения формулы (III), алифатический полиэфир нерастворим или умеренно растворим при температурах на забое скважины менее, чем 250°F (121°С). При использовании в комбинации с соединением формулы (III), алифатические полиэфиры можно применять в пластовых резервуарах с температурой на забое скважины менее 250°F (121°С).

[00014] Закупоривая пространства для потока на поверхности пласта, частицы структурной формулы (III) и необязательно (I) образуют на ней фильтрационную корку со сравнительно низкой проницаемостью. Фильтрационная корка образуется проще, когда по меньшей мере 60%, более предпочтительно 80%, закупоривающих частиц внутри скважинного обрабатывающего флюида имеют размер между от около 150 мкм до около 2000 мкм. Падение давления на фильтрационной корке повышает сопротивление потоку скважинного обрабатывающего флюида через пласт и отклоняет обрабатывающий флюид в другие части пласта.

[00015] В другом варианте реализации изобретения, частицы структурной формулы (III), при использовании в комбинации с алифатическим полиэфиром формулы (I), ускоряют разложение алифатического полиэфира при температурах на забое скважины меньших, чем 250°F (121°С), и, следовательно, делают алифатический полиэфир пригодным к использованию при более низких температурах пластового резервуара.

[00016] В другом варианте реализации изобретения, флюид для кислотной обработки, содержащий частицы структурной формулы (III) в комбинации с алифатическим полиэфиром формулы (I), используют для отклонения флюидов из высокопроницаемой зоны пласта в зону с более низкой проницаемостью при температуре на забое скважины менее чем 250°F (121°С).

[00017] В другом варианте реализации изобретения, жидкость гидроразрыва отклоняют из высокопроницаемой зоны пласта в зону с более низкой проницаемостью, для распространения трещин и повышения площади стимулируемой поверхности введением в пласт смеси частиц структурной формулы (III) и, необязательно, алифатического полиэфира формулы (I). Частицы структурной формулы (III) ускоряют разложение алифатического полиэфира и, следовательно, предоставляют способ использования алифатического полиэфира при температурах на забое скважины менее чем 250°F (121°С).

[00018] В другом варианте реализации изобретения, смесь частиц формулы (III) и, необязательно, формулы (I) может быть использована для формирования пробки для борьбы с поглощением жидкости пластом, препятствующей поглощению обрабатывающих флюидов пластом.

[00019] В другом варианте реализации изобретения, смесь частиц формулы (III) и, необязательно, формулы (I) можно использовать в растворе для заканчивания скважины, чтобы создать возможность формирования фильтрационной корки на поверхности ствола скважины.

[00020] В другом варианте реализации изобретения, частицы, описанные в данном документе, можно использовать в очищающем флюиде.

[00021] В другом варианте реализации изобретения, частицы, описанные в данном документе, можно использовать в течение операции по борьбе с пескопроявлением скважин для формирования проницаемой набивки, такой как гравийная набивка.

[00022] Кроме того, изобретение относится к способу интенсификации добычи углеводородов из высокопроницаемых зон внутри системы трещин, особенно из высокопроницаемых зон, расположенных в системе трещин вблизи ствола скважины.

[00023] В варианте реализации, изобретение относится к способу интенсификации добычи углеводородов из подземного пласта, через который проходит ствол скважины, заливкой в высокопроницаемую зону трещины внутри подземного пласта вблизи ствола скважины смеси, содержащей растворимый закупоривающий агент и проппант. По меньшей мере часть высокопроницаемой зоны расклинена в открытом состоянии проппантом смеси. По меньшей мере часть высокопроницаемой зоны заблокирована закупоривающим агентом. Затем флюид закачивают в подземный пласт и внутрь зоны пласта с более низкой проницаемостью вдали от ствола скважины. Закупоривающий агент растворяется, и углеводороды добывают из высокопроницаемой зоны и зоны трещины с более низкой проницаемостью. Закупоривающий агент может содержать частицы формулы (III), (I) или их смесь.

[00024] В другом варианте реализации изобретения, предложен способ повышения отдачи флюида из скважины с использованием флюида, содержащего растворимый закупоривающий агент. По этому способу, первый флюид закачивают в подземный пласт, через который проходит скважина, под давлением, достаточным для создания или распространения трещины вблизи ствола скважины. Первый флюид содержит смесь закупоривающего агента и проппанта. Закупоривающий агент растворим в условиях добычи флюида из скважины. Затем первый флюид затекает в высокопроницаемую зону трещины. По меньшей мере часть высокопроницаемой зоны расклинена в открытом состоянии проппантом смеси. По меньшей мере часть высокопроницаемой зоны заблокирована закупоривающим агентом. Затем в подземный пласт и в зону с более низкой проницаемостью подземного пласта вдали от ствола скважины закачивают второй флюид. Затем закупоривающий агент, который блокирует по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны вблизи ствола скважины, растворяется в условиях пластового резервуара. Затем флюид добывают из высокопроницаемой зоны и зоны с более низкой проницаемостью.

[00025] В другом варианте реализации изобретения, предложен способ интенсификации подземного пласта, через который проходит ствол скважины, флюидом, содержащим закупоривающий агент и проппант. По этому способу, перфорируют обсадную колонну внутри ствола скважины. Создается канал, проходящий из обсадной колонны внутрь подземного пласта. Затем флюид, содержащий смесь закупоривающего агента и проппанта, закачивают в ствол скважины под давлением, достаточным для создания или распространения трещины вблизи ствола скважины. Закупоривающий агент растворим в условиях пласта. Далее флюид, содержащий смесь, затекает в высокопроницаемую зону внутри трещины вблизи ствола скважины. По меньшей мере часть высокопроницаемой зоны блокируется закупоривающим агентом. Гранулометрический состав закупоривающего агента достаточен для по меньшей мере частичной блокировки проникновения второго флюида в высокопроницаемую зону пласта. Далее второй флюид закачивают в подземный пласт и в зону с более низкой проницаемостью пласта вдали от ствола скважины. Далее закупоривающий агент вблизи ствола скважины растворяется в условиях пластового резервуара. Далее флюид добывают из высокопроницаемой зоны, содержащей проппант смеси.

[00026] В другом варианте реализации изобретения, предложен способ повышения отдачи флюида из зоны вблизи ствола скважины, проходящей через подземный пласт. В этом варианте реализации изобретения, первый флюид закачивают в высокопроницаемую зону трещины, расположенную вблизи ствола скважины. Первый флюид содержит смесь закупоривающего агента и проппанта. Закупоривающий агент растворим в условиях пластового резервуара. Затем первый флюид затекает в высокопроницаемую зону трещины. По меньшей мере часть высокопроницаемой зоны расклинена в открытом состоянии проппантом первой смеси. Часть высокопроницаемой зоны блокирована закупоривающим агентом. Затем второй флюид, содержащий закупоривающий агент, закачивают в подземный пласт и в зону пласта с более низкой проницаемостью, расположенную дальше от ствола скважины, с последующей закачкой флюида, загруженного проппантом, в зону пласта с более низкой проницаемостью. Стадии добавления второго флюида и последующей закачки флюида, загруженного проппантом, могут повторяться. Затем закупоривающий агент, блокирующий по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны вблизи ствола скважины, может быть растворен. Затем флюид можно добывать из высокопроницаемой зоны и зоны с более низкой проницаемостью.

[00027] Характеристики и преимущества настоящего изобретения, описанные выше, а также дополнительные особенности и преимущества будут очевидны специалистам в данной области техники при чтении следующего подробного описания и со ссылками на прилагаемые графические материалы.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

[00028] Приведенные ниже фигуры являются частью настоящего описания, они включены для демонстрации определенных аспектов различных вариантов реализации донного изобретения, и в подробном описании они упоминаются следующим образом:

[00029] ФИГ. 1 иллюстрирует уменьшение площадей излома вне интервалов, подлежащих гидроразрыву с использованием смеси, раскрытой в данном документе.

[00030] ФИГ. 2 (А), (В), (С) и (D) иллюстрируют способ интенсификации с использованием флюида, содержащего растворимый закупоривающий агент.

[00031] ФИГ. 3 (А), (В), (С) и (D) иллюстрируют способ интенсификации с использованием флюида, содержащего растворимый закупоривающий агент и проппант.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[00032] Характеристики и преимущества настоящего изобретения, а также дополнительные особенности и преимущества будут очевидны специалистам в данной области техники после прочтения следующего подробного описания типичных вариантов реализации и со ссылками на прилагаемые графические материалы. Следует понимать, что описание и Фигуры, приведенные в данном документе, представляют типичные варианты реализации изобретения, и не предназначены для ограничения объема или предмета, указанных в приложенной формуле изобретения, либо указанных в родственной патентной заявке или патенте, заявляющих на них приоритет. В описанные варианты реализации изобретения и их подробности могут быть внесены многие изменения, без отклонения от сущности и объема настоящего изобретения.

[00033] В данном документе и в различных его частях (и рубриках) принято, что в настоящей патентной заявке термины «раскрытие», «настоящее раскрытие» и их вариации не предназначены для обозначения любого возможного варианта реализации, охваченного данным раскрытием, или любого конкретного пункта(ов). Следовательно, объект каждой такой ссылки не следует рассматривать как необходимый для или часть от любого описанного варианта реализации или любого конкретного пункта(ов) формулы изобретения просто из-за такой ссылки. Кроме того, термины «включающий» и «содержащий» используются в данном документе и в приложенной формуле изобретения с неограничительным значением, и, таким образом, должны истолковываться как означающие «включая, но не ограничиваясь …»

[00034] В данном документе принято, что термин «подземный пласт» может обозначать углеводородный и не-углеводородный подземный пласт. Высокопроницаемая зона пласта, в которую закачивают флюид, содержащий растворимые закупоривающие агенты, может представлять собой естественные трещины. Термин может охватывать карбонатные пласты, такие как известняк, мел или доломит, также как песчаники или кремнийсодержащие подземные пласты в нефтяных и газовых скважинах, включая кварц, глину, сланцевую глину, алеврит, кремнистый сланец, цеолит или их комбинацию. Термин может также относиться к угольным пластам с серией естественных трещин или кливажных трещин, которые используются при добыче природных газов, таких как метан, и/или связывании флюида, который адсорбируется прочнее, чем метан, такого как диоксид углерода и/или сульфид водорода.

[00035] Изобретение относится к использованию растворимых закупоривающих агентов для обработки подземных пластов. Растворимый закупоривающий агент может содержать частицы одного соединения или смеси из двух или более различных соединений. Растворимый закупоривающий агент может быть смешан с проппантом.

[00036] Частицы, содержащие растворимые закупоривающие агенты, имеют гранулометрический состав, эффективно блокирующий проникновение обрабатывающего флюида в высокопроницаемую зону пласта. Обычно гранулометрический состав частиц находится в диапазоне от около 0,1 мкм до около 1,0 мкм.

[00037] Растворимые частицы, так же как необязательно присутствующий проппант, могут иметь любую форму. Например, растворимые частицы, так же как проппант, могут быть по существу сферическими, такими как формирующиеся при получении образованием капель или гранулированием. Кроме того, частицы и проппант могут быть не капельными и не сферическими, а, например, вытянутыми, коническими, яйцевидными, каплевидными или овальной формы, либо их смесью. Например, частицы и проппант могут иметь кубическую форму, брусковидную (как у гексаэдра с длиной больше ширины и шириной больше толщины), цилиндрическую, многогранную, неправильную форму или смеси этих форм. Кроме того, поверхность частиц и проппанта может быть по существу шероховатой или неправильной по природе, или она может быть по существу гладкой по природе.

[00038] Частицы закупоривающего агента могут быть частично, но не полностью, растворены в условиях пластового резервуара. Обычно с течением времени частицы полностью растворяются при температурах на забое скважин. В большинстве случаев, частицы полностью растворяются после завершения операции по обработке скважины.

[00039] Жидкость скважинного обрабатывающего флюида, описанного в данном документе, может представлять собой воду, солевой раствор или жидкость гидроразрыва с понизителем трения. Скважинный обрабатывающий флюид пригоден для транспортировки частиц закупоривающего агента и, необязательно, проппанта внутрь пластового резервуара и/или подземного пласта. Подходящие солевые растворы включают те, которые содержат хлорид калия, хлорид натрия, хлорид цезия, хлорид аммония, хлорид кальция, хлорид магния, бромид калия, бромид натрия, бромид цезия, бромид кальция, бромид цинка, формиат натрия, формиат калия, формиат цезия, ацетат натрия и их смеси. Процент соли в воде предпочтительно находится в диапазоне от около 0% до около 60% по массе, от массы воды.

[00040] Кроме того, флюид может быть загущенным или незагущенным. Обычно флюид загущают введением загустителя, такого как загущающий полимер или вязкая упругая жидкость. Флюид может содержать сшивающий агент, хотя в сшивающем агенте нет необходимости. В общем случае, при комнатной температуре вязкость флюида больше или равна 10 сП.

[00041] Обрабатывающий флюид, описанный в данном документе, может быть дополнительно вспенен жидким углеводородом или газом, или сжиженным газом, таким как азот или диоксид углерода. Кроме того, флюид дополнительно может быть вспенен введением негазообразного вспенивающего агента. Негазообразный вспенивающий агент может быть амфотерным, катионным или анионным. Подходящие амфотерные вспенивающие агенты включают алкилбетаины, алкилсултаины и алкилкарбоксилаты, такие как описаны в патентной публикации США №.2010/0204069, полное содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки. Подходящие анионные вспенивающие агенты включают алкилэфирсульфаты, этоксилированныеэфирсульфаты, эфирфосфаты, алкилэфирфосфаты, этоксилированные эфиры спиртов и фосфорной кислоты, алкилсульфаты и альфа-олефинсульфонаты. Подходящие катионные вспенивающие агенты включают четвертичные соли алкиламинов, четвертичные соли алкилбензиламинов и четвертичные соли алкиламидоаминов.

[00042] При необходимости, можно дополнительно отрегулировать pH обрабатывающего флюида, используемого в способах по данному изобретению. Значение pH флюида после регулировки обычно составляет около 6,5 или более, 7 или более, 8 или более, 9 или более, между 9 и 14, и, наиболее предпочтительно, между 7,5 и 9,5. Регулировать pH можно любыми средствами, известными в данной области техники, включая добавление к флюиду кислоты или основания, либо пробулькивание через флюид диоксида углерода.

[00043] Флюид, содержащий закупоривающий агент, как описано в данном документе, может, кроме того, содержать дополнительные добавки, которые обычно вводят в скважинный обрабатывающий флюид. Они включают одну или более обычных добавок, используемых в обслуживании скважин, таких как гелеобразующий агент, добавки для снижения водоотдачи в пласт, реагент для разрушения гелей, поверхностно-активное вещество (ПАВ), деэмульгатор, биоцид, взаимный растворитель, реагент, уменьшающий поверхностное натяжение, противовспенивающий агент, антиэмульгатор, неэмульгирующий агент, ингибитор отложений, ингибитор образования гидратов газа, реагент для деструкции ферментов, реагент, разрушающий продукты окисления, буферный антикоагулянт глин, кислый буферный растворитель или их смесь.

[00044] В случаях, когда флюид, содержащий смесь, представляет собой флюид для кислотной обработки, может быть предпочтительным вводить в него ингибитор коррозии, усилитель ингибитора коррозии или их комбинацию. Эти добавки вводят с целью снижения коррозионного воздействия, которое кислота может оказывать на скважинные трубы. Подходящие ингибиторы коррозии могут включать нитриты щелочных металлов, нитраты, фосфаты, силикаты и бензоаты. Типичные подходящие органические ингибиторы включают алифатический-амин и кислотное соединение, нейтрализованное гидрокси-замещенным алифатическим амином, такое как нейтрализованные фосфаты и алифатические-эфирфосфаты, нейтрализованные жирные кислоты (например, имеющие от 8 до около 22 атомов углерода), нейтрализованные карбоновые кислоты (например, 4-(трет-бутил)-бензойная кислота и муравьиная кислота), нейтрализованные нафтеновые кислоты и нейтрализованные алифатические сульфонаты. Могут быть пригодны также смешанные солевые эфиры алкилированных сукцинимидов. Ингибиторы коррозии могут также включать алканоламины, такие как этаноламин, диэтаноламин, триэтаноламин и соответствующие пропаноламины, так же как морфолин, этилендиамин, N,N-диэтилэтаноламин, альфа- и гамма-пиколин, пиперазин и изопропиламиноэтанол.

[00045] Флюиды, содержащие частицы, описанные в данном документе, могут также иметь внутренний деструктор, встроенный в систему, чтобы обеспечить возможность снижения вязкости флюида через некоторое время. Внутренний деструктор может также представлять собой окислитель, такой как, но без ограничений, персульфаты, такие как персульфат аммония и персульфат натрия, и пероксиды, такие как пероксид водорода.

[00046] В случаях, когда частицы являются компонентами кислотного раствора, количество водной кислоты во флюиде может находиться в диапазоне от около 70 до около 99 объемных процентов, и концентрация кислоты может быть больше или равной 10%. Реакция кислоты с породой снижает концентрацию кислоты до менее чем 15%.

[00047] В варианте реализации изобретения, растворимый закупоривающий агент, который используется для отклонения потока скважинных обрабатывающих флюидов от высокопроницаемых зон подземного пласта к низкопроницаемым зонам, может представлять собой частицы структурной формулы (III):

где:

R¹ представляет собой -COO-(R⁵O)_y-R⁴ или -Н;

R² и R³ выбраны из группы, состоящей из -Н и -COO-(R⁵O)_y-R⁴.

при условии, что оба R² или R³ обозначают -COO-(R⁵O)_y-R⁴, когда R¹ представляет собой -Н, и дополнительно при условии, что только один из R² или R³ представляет собой -COO-(R⁵O)_y-R⁴, когда R¹ представляет собой -COO-(R⁵O)_y-R⁴;

R⁴ представляет собой -Н или алкильную группу C₁-С₆;

R⁵ представляет собой алкиленовую группу C₁-C₆; и

каждое y равно от 0 до 5.

Альтернативно, частицы могут представлять собой ангидрид соединения структурной формулы (III).

[00048] В предпочтительном варианте реализации изобретения, R² соединения формулы (III) представляет собой -Н и

R³ представляет собой -COO-(R⁵O)_y-R⁴. В особо предпочтительном варианте реализации изобретения, соединение формулы (III) представляет собой фталевую кислоту (где y равно 0 и R¹ и R⁴ обозначают -Н). В другом предпочтительном варианте реализации изобретения, соединение формулы (III) представляет собой ангидрид фталевой кислоты.

[00049] Еще в одном предпочтительном варианте реализации изобретения, R² соединения формулы (III) представляет собой -COO-(R⁵O)_y-R⁴ и R³ представляет собой -Н. В особо предпочтительном варианте реализации изобретения, соединение формулы (III) представляет собой терефталевую кислоту (где y равно 0 и R² и R⁴ обозначают -Н). В другом предпочтительном варианте реализации изобретения, соединение формулы (III) представляет собой ангидрид терефталевой кислоты.

[00050] Растворимые закупоривающие агенты формулы (III) могут быть смешаны с алифатическими полиэфирами, и эта смесь используется как закупоривающий агент. Алифатические полиэфиры включают те, которые имеют общую формулу из повторяющихся единиц, показанных ниже:

где n равно целому числу из диапазона от 75 до 10000 и R выбрано из группы, состоящей из водорода, алкила (предпочтительно C₁-С₆ алкила), арила (предпочтительно а С₆-C₁₈ арила), алкиларила (предпочтительно имеющего от около 7 до около 24 атомов углерода), ацетила, гетероатомов (таких как кислород и сера) и их смесей, в предпочтительном варианте реализации изобретения, средневзвешенная молекулярная масса алифатического полиэфира находится в диапазоне от около 100000 до около 200000. При использовании в комбинации с соединением формулы (III), алифатические полиэфиры можно применять в пластовых резервуарах с температурой на забое скважины менее 250°F (121°С).

[00051] Предпочтительный алифатический полиэфир представляет собой поли(лактид). Поли(лактид)синтезирован или из молочной кислоты реакцией конденсации, или, более часто, полимеризацией с раскрытием цикла циклического лактидного мономера. Поскольку и молочная кислота, и лактид могут достигать одних и тех же повторяющихся единиц, общий термин поли(молочная кислота), который используется в данном документе, относится к формуле (I) без любых ограничений, связанных со способом получения полимера, будь он получен из лактидов, молочной кислоты или олигомеров, и безотносительно к степени полимеризации.

[00052] Лактидный мономер существует, в основном, в трех различных формах: два стереоизомера L- и D-лактид и рацемический D,L-лактид (мезо-лактид). Олигомеры из молочной кислоты и олигомеры из лактида могут быть описаны формулой:

где m равно целому числу в следующих пределах: 2<m<75. Предпочтительно, m равно целому числу в следующих пределах: 2<m<10. Эти пределы соответствуют среднечисленным молекулярным массам ниже чем около 5400 и ниже чем около 720, соответственно. Хиральность лактидных единиц обеспечивает средства для регулирования, помимо прочего, скоростей разложения, так же как физических и механических свойств. Поли(L-лактид), например, представляет собой полукристаллический полимер с относительно низкой скоростью гидролиза. Поли(D,L-лактид) может представлять собой более аморфный полимер, с получающейся в результате большей скоростью гидролиза. Стереоизомеры молочной кислоты могут использоваться индивидуально или совместно. Кроме того, они могут быть сополимеризованы с, например, гликолидом или другими мономерами типа е-капролактона, 1,5-диоксепан-2-она, триметиленкарбоната или другими подходящими мономерами, для получения полимеров с различными свойствами или временами разложения. Кроме того, стереоизомеры молочной кислоты могут быть модифицированы смешиванием полилактидов с высокой и низкой молекулярной массой или смешиванием полилактидов с другими полиэфирами.

[00053] В качестве альтернативы алифатическим полиэфирам формулы (I), можно использовать фталевую кислоту или ангидрид фталевой кислоты формулы (III) для повышения активности других алифатических полиэфиров, включая звездчатые и гиперразветвленные полимеры из алифатических полиэфиров, так же как другие гомополимеры, статистические сополимеры, блок-сополимеры и привитые сополимеры. Такие подходящие полимеры могут быть приготовлены в реакциях поликонденсации, полимеризацией с раскрытием цикла, свободнорадикальной полимеризацией, анионной полимеризацией, карбокатионной полимеризацией, координационной полимеризацией с раскрытием цикла, например, лактонов, и любыми другими подходящими способами. Конкретные примеры подходящих полимеров включают полисахариды, такие как декстран или целлюлоза; хитин; хитозан; протеины; ортоэфиры; поли(гликолид); поли(с-капролактон); поли(гидроксибутират); поли(ангидриды); алифатические поликарбонаты; поли(ортоэфиры); поли(аминокислоты); поли(этиленоксид); и полифосфазены.

[00054] Смесь растворимого закупоривающего агента структурной формулы (III) и алифатического полиэфира(ов) можно использовать в пластовых резервуарах с температурой на забое скважины менее чем 250°F (121°С).

[00055] Частицы могут быть частично, но не полностью, растворены в условиях пластового резервуара. Обычно с течением времени частицы полностью растворяются при температурах на забое скважин. В большинстве случаев, частицы полностью растворяются после завершения операции по обработке скважины.

[00056] Обычно количество частиц закупоривающего агента во флюиде, который вводят в скважину, находится в диапазоне от около 0,01 до около 30 массовых процентов (от общей массы флюида), и количество соединения(й) формулы (III) в флюиде находится в диапазоне от около 0,01 до около 3% по массе. При использовании смеси частиц, массовое отношение частиц полиэфира и частиц формулы (III), введенных в скважину, обычно находится в диапазоне от около 95:5 до около 5:95, обычно от около 90:10 до около 10:90 и более типично оно находится в диапазоне от около 40:60 до около 60:40.

[00057] Смесь частиц полиэфира и фталевых кислот формулы (I) особенно эффективна при помещении в скважину с температурами на забое в диапазоне от около 140°F (60°С) до около 190°F (87,8°С). Например, соединение формулы (III) повышает характеристики алифатического полиэфира формулы (I). В отсутствие соединения формулы (III), алифатический полиэфир нерастворим или умеренно растворим при температурах на забое скважины менее, чем 250°F (121°С).

[00058] В предпочтительном варианте реализации изобретения, смесь частиц формулы (III) и формулы (I) используется в качестве частиц закупоривающего агента при интенсификации подземного пласта, пересекаемого пластовым резервуаром, когда смесь может быть введена в продуктивные зоны пласта, которые имеют различные проницаемости. Температура на забое пластового резервуара может быть менее чем 250°F (121°С) и может даже быть равной 140°F (60°С). При таких температурах на забое скважины, частицы способны отклонять скважинный обрабатывающий флюид из высокопроницаемой зоны в зону с низкой проницаемостью подземного пласта. Поскольку проводимость есть проницаемость, помноженная на геометрию подвода закачиваемого флюида, это является синонимом утверждения, что частицы способны отклонять скважинный обрабатывающий флюид от высокопроводящих первичных трещин(ы) к менее проводящим вторичным трещинам. Кроме того, поскольку проводимость есть функция относительного сопротивления притоку, проводящая трещина, как принято в данном документе, считается синонимом проводящей площади пластового резервуара.

[00059] В варианте реализации изобретения, частицы формулы (III) и, необязательно, формулы (I) используются в качестве состава для ликвидации поглощения флюида пластом при управлении утечками обрабатывающего флюида в пласт. Состав для ликвидации поглощения флюида пластом представляет собой специфический флюид, который закачивают в скважину, он спроектирован для уменьшения утечки, особенно, раствора для заканчивания скважины, внутрь пласта. В особых ситуациях, таких как в течение перфорации обсадной колонны скважины, считается особенно полезным вводить состав для ликвидации поглощения флюида пластом дополнительно к стандартным добавкам для борьбы с поглощением жидкости пластом, которые обычно включают в скважинные обрабатывающие флюиды. Оператор может контролировать утечку обрабатывающего флюида в пласт, управляя разницей размеров между частицами и поровыми каналами. Твердые частицы закупоривающего агента(ов) оседают на стенке пласта и формируют по существу непроницаемую фильтрационную корку.

[00060] Кроме того, частицы можно использовать в флюидах для заканчивания скважин. Флюиды для заканчивания скважин используются при проведении различных завершающих операций в продуктивных пластах. Такие частицы изолируют поверхность ствола скважины таким образом, что флюид не вытекает в пласт. Частицы оседают и формируют фильтрационную корку из твердых частиц в флюиде, покрывающем поверхность ствола скважины, без каких либо уходов твердых частиц в пласт. Таким образом, частицы скорее формируют флюидный пакер над порами пласта, чем необратимо закупоривают поры.

[00061] Флюиды, содержащие частицы, могут также быть пригодны в качестве флюида для борьбы с пескопроявлением. В одном типичном варианте реализации изобретения, для предотвращения или значительного уменьшения выноса частиц пласта внутрь ствола скважины из пласта в течение добычи пластовых флюидов, в стволе скважины, который проходит через подземный пласт, может выполняться операция гравийной набивки. Сетчатый фильтр, как известно в данной области техники, можно поместить внутри ствола скважины или расположить его иначе внутри ствола, так, чтобы по меньшей мере часть сетчатого фильтра располагалась с примыканием к подземному пласту. Затем в ствол скважины можно ввести суспензию, такую как суспензия, содержащая частицы формулы (I) и (III), и обрабатывающий флюид для транспортировки частиц, и поместить их с примыканием к подземному пласту с использованием циркуляции или другого подходящего метода, так, чтобы сформировать проницаемую для флюида набивку между наружной стороной сетки и внутренней стороной ствола скважины. Эта проницаемая набивка способна снижать или в большой мере предотвращать проход частиц пласта из подземного пласта в ствол скважины в течение добычи флюидов из пласта, в то же время, давая возможность пластовым флюидам проходить из подземного пласта через сетку в ствол скважины.

[00062] Частицы закупоривающего агента, описанные в данном документе, можно, кроме того, использовать в операциях внутрискважинной обработки, таких как очистка ствола скважины, при которой из него удаляют твердые обломки, в частности, гидрофобных материалов, чтобы обеспечить беспрепятственную добычу углеводородов. Например, флюид, содержащий частицы, можно вводить в ствол скважины, например, по гибким НКТ малого диаметра, для удаления зернистого гидрофобного материала, остающегося в стволе скважины. В варианте реализации изобретения, частицы могут слипаться с зернистым гидрофобным материалом, и затем агломерат может быть удален или перенесен вверх к поверхности. Очистка может также производиться, когда скважина пробурена, и перед ее стимуляцией. При использовании частиц в таких операциях очистки, удаляются осколки, которые могут отрицательно влиять на последующую закачку жидкости гидроразрыва пласта.

[00063] Хотя чаще всего частицы представляют собой компонент обрабатывающего флюида (т.е., кислотный флюид, жидкость гидроразрыва, раствор для заканчивания скважины и т.п.), флюид, содержащий частицы закупоривающего агента, может быть закачан в ствол скважины до или после добавления скважинного обрабатывающего флюида (т.е., кислотного флюида, жидкости гидроразрыва, раствора для заканчивания скважины и т.п.).

[00064] Например, при использовании в операции гидроразрыва, частицы закупоривающего агента могут быть компонентом жидкости гидроразрыва или они могут быть закачаны в пласт как компонент грунтовочного флюида. Далее, в операции кислотного гидроразрыва, стадии закачки кислоты может, предпочтительно, предшествовать введение флюида, содержащего закупоривающий агент.

[00065] При использовании кислотного гидроразрыва, частицы закупоривающего агента имеют достаточный размер для пакеровки пространства для потока (созданного в реакции закачанной кислоты с породой пластового резервуара) без проникновения в материнскую породу. В результате фильтрации на поверхности пласта, на ней формируется относительно непроницаемая или слабо проницаемая фильтрационная корка.

[00066] В другом варианте реализации изобретения, размер частиц закупоривающего агента(ов) может быть выбран таким, чтобы они формировали пакер на поверхности породы. По такому принципу, частицы имеют такой размер, что порции флюида, содержащие частицы закупоривающего агента, могут быть закачаны внутрь пласта, пройти через перфорации или кластеры и затем образовать пакер в зоне внутри трещины вблизи ствола скважины. Такая пакеровка трещины временно снижает проводимость по меньшей мере части трещин в пласте. Это, в свою очередь, способствует более равномерному отклонению жидкости гидроразрыва.

[00067] При использовании в качестве закупоривающего агента в кислотной обработке, флюид, содержащий частицы, может быть закачан непосредственно в высокопроницаемую зону пласта, в котором пробурена скважина. Основная часть закупоривающего флюида будет заходить в высокопроницаемую или неповрежденную зону и формировать временный «тампон» или «вязкую пробку» тогда как зоны с более низкой проницаемостью будут затронуты несущественно. Эта временная «вязкая пробка» приводит к повышению давления и отклоняет флюид к части пласта с более низкой проницаемостью. Частицы способны к более глубокому проникновению в подземные пласты, чем закупоривающие агенты на известном уровне техники.

[00068] После появления, вязкая пробка, образовавшаяся из закупоривающего агента, будет иметь конечную глубину проникновения, которая связана с диаметром поровых каналов. Для данного типа пласта, глубина проникновения прямо пропорциональна расчетному диаметру поровых каналов пласта. Поскольку по пласту происходит варьирование глубин проникновения, связанное с изменяющейся проницаемостью или повреждениями в обработанной зоне, способность обрабатывающего флюида проникать в поровые каналы зависит от разницы между размерами поровых каналов в поврежденном и неповрежденном пласте. Глубины проникновения обычно бывают больше в более чистой или неповрежденной части пласта (поровые каналы больше), чем в низкопроницаемых или поврежденных зонах (меньшие или частично заполненные поровые каналы). При большей глубине проникновения в более чистых областях пласта, в эти интервалы может быть заведено больше закупоривающего агента.

[00069] Далее, флюид, содержащий частицы закупоривающего агента, может быть закачан в ствол скважины в альтернативных стадиях и может быть разделен разделительными жидкостями. Разделительная жидкость обычно содержит солевой раствор, такой как NaCl, KCl и/или NH₄Cl. Например, потеря вязкости у пробки для борьбы с поглощением жидкости пластом может привести к необходимости в дополнительных стадиях закачки закупоривающего агента. Кроме того, могут потребоваться поочередные стадии, для более тщательной обработки неоднородного пласта. Например, при использовании в операции кислотной обработки, может оказаться желательным чередование закачки флюидов для кислотной обработки и закупоривающих флюидов. Примерный график закачки может быть следующим: (i) закачка флюида для кислотной обработки; (ii) необязательно закачка разделительного флюида; (iii) закачка флюида, содержащего закупоривающий агент; (iv) необязательно закачка разделительного флюида; и затем повторение цикла стадий (i), (ii), (iii) и (iv).

[00070] В варианте реализации изобретения, флюиды, описанные в данном документе, могут, дополнительно к растворимому закупоривающему агенту(ам), содержать проппант. Затем такие флюиды могут быть использованы в операции интенсификации для ускорения производства флюидов в подземном пласте.

[00071] Дополнительно к растворимым частицам формулы (I), (III) или к смеси(i) и (III), растворимые закупоривающие агенты, используемые в комбинации с проппантом, могут представлять собой гильсонит, каменную соль, чешуйки бензойной кислоты, полимолочную кислоту и их смеси

[00072] Другие подходящие закупоривающие агенты включают одномодальные или мультимодальные полимерные смеси этилена или других подходящих линейных или линейных, разветвленных алкеновых полимерных материалов, таких как изопрен, пропилен и т.п. Такие полимерные смеси могут быть описаны как уплотнительные шарики, предложенные в патенте США №7647964, полное содержание которого включено в настоящий документ посредством ссылки.

[00073] Такие этиленовые полимерные смеси обычно содержат этилен и один или более сомономеров, выбранных из группы, состоящей из альфа-олефинов, имеющих до включительно 12 атомов углерода, что в случае этиленовых полимерных смесей означает, что сомономер или сомономеры выбраны из альфа-олефинов, имеющих от 3 до 12 атомов углерода (т.е., С₃-С₁₂), включая альфа-олефины, имеющие 3 атома углерода, 4 атома углерода, 5 атомов углерода, 6 атомов углерода, 7 атомов углерода, 8 атомов углерода, 9 атомов углерода, 10 атомов углерода, 11, атомов углерода, или 12 атомов углерода. Альфа-олефины, подходящие для использования в качестве сомономеров с этиленом в соответствии с настоящим изобретением, могут быть замещенными или незамещенными, линейными, циклическими или разветвленными альфа-олефинами. Предпочтительные сомономеры, подходящие для использования в соответствии с настоящим изобретением, включают, но не ограничиваются этим, 1-пропен, 1-бутен, 4-метил-1-пентен, 1-пентен, 1-гексен, 1-октен, 1-децен, 1-додецен и стирол.

[00074] Типичные полимерные этиленовые смеси, которые содержат уплотнительные шарики по настоящему изобретению, включают полимерные смеси этилен-октен, смеси этилен-бутен, смеси этилен-стирол и смеси этилен-пентен. Более типично, деформируемые уплотнительные шарики содержат полимерные смеси этилен-октен, этилен-бутен и этилен-пентен. Конкретный компонент композиции деформируемых уплотнительных шариков по настоящему изобретению, сополимер этилен-октен, представляет собой по существу линейный эластичный олефиновый полимер.

[00075] Этилен-α-олефиновые полимеры, которые используются в данном изобретении, могут включать линейные сополимеры, разветвленные сополимеры, блок-сополимеры, А-В-А триблок-сополимеры, А-В диблок-сополимеры, А- В-А-В-А- В мультиблок-сополимеры и радиальные блок-сополимеры и их привитые версии, так же как гомополимеры, сополимеры и терполимеры этилена и один или более альфа-олефинов. Примеры пригодных совместимых полимеров включают блок-сополимеры с общей конфигурацией А-В-А, имеющие стирольные конечные блоки и этилен-бутадиеновые или этилен-бутеновые срединные блоки, линейные стирол-изопрен-стирольные полимеры, радиальные стирол-бутадиен-стирольные полимеры и линейные стирол-бутадиен-стирольные полимеры.

[00076] Другие полимеры и сополимеры включают водорастворимые уплотнительные шарики, состоящие из коллагена, которые обычно называют биоуплотнителями.

[00077] Гранулометрический состав частиц закупоривающего агента должен обеспечивать возможность блокировки проникновения флюида в высокопроницаемую зону пласта.

[00078] Обычно температура в глубине скважины, когда смесь содержит один или более растворимых закупоривающих агентов и проппант, находится в диапазоне от около 80°F (26,7°С) до около 400°F (204,4°С). При таких температурах на забое скважины, растворимые частицы закупоривающего агента способны отклонять скважинный обрабатывающий флюид из высокопроницаемой зоны подземного пласта в зону с низкой проницаемостью.

[00079] Хотя смесь закупоривающего агента(ов) и проппанта можно использовать для повышения продуктивности зон с низкой проницаемостью в системе трещин горизонтальных, так же как вертикальных стволов скважин, ее предпочтительно использовать для интенсификации добычи углеводородных флюидов вблизи перфорированной области ствола скважины (вход в пластовый резервуар). Следовательно, после завершения обсадки внутри ствола скважины, обсадную колонну можно просверлить, чтобы создать канал вблизи ствола скважины, который проходит от обсадной колонны внутрь подземного пласта. Затем в канал через перфорацию в обсадной колонне закачивают смесь растворимого закупоривающего агента и проппанта. Скважинный обрабатывающий флюид, содержащий частицы закупоривающего агента, может быть закачан непосредственно в высокопроницаемую зону подземного пласта.

[00080] Смесь частиц закупоривающего агента и проппанта можно, кроме того, использовать для дополнительного ограничения растрескивания зон в пластах (таких как сланцевые пласты), для которых характерна неоднородность охвата интервала. В варианте реализации изобретения, для ограничения растрескивания зон в пластах, частицы закупоривающего агента формулы (III) и (I) можно использовать без проппанта. Микросейсмическое картирование и температурный каротаж скважины часто обнаруживают неадекватное распределение жидкости гидроразрыва по каждому интервалу и повторное растрескивание соседних интервалов. Направление размещения флюида, содержащего частицы смеси, внутрь трещиноватых зон, приводит к уменьшению областей растрескивания вне интервалов. Это показано на ФИГ. 1.

[00081] Повторный разрыв пласта с использованием смеси частиц закупоривающего агента (III) и (I) или смеси проппанта и частиц закупоривающего агента, как описано выше, особенно полезен при повторном разрыве в горизонтальных скважинах. В таких случаях, часть ствола скважины или весь боковой ствол может быть перфорирован во множестве мест, иногда в дюжинах мест, от исходного места интенсификации добычи методом ГРП. Кроме того, ствол скважины может иметь новые перфорированные кластеры, добавленные в ходе операции повторного гидроразрыва, предназначенные для обработки трещины в первый раз. Когда все такие перфорации открыты, в пласт может быть закачана пробка или тампон из флюида, содержащего частицы смеси, описанной в данном документе. Частицы блокируют зоны, в которые флюид проникает быстрее всего, так что флюид движется к областям пласта, которые труднее всего обрабатывать.

[00082] На ФИГ. 2 показано использование закупоривающего флюида при добыче флюидов из зон с более низкой проницаемостью в системе трещин внутри подземного пласта. Закупоривающий флюид содержит частицы закупоривающего агента, которые способны обеспечивать распространение скважинного обрабатывающего флюида более глубоко в подземные пласты. Скважинный обрабатывающий флюид может включать жидкости гидроразрыва и кислотные флюиды. Частицы закупоривающего агента могут быть компонентами скважинного обрабатывающего флюида. Альтернативно, скважинный обрабатывающий флюид, не содержащий частиц закупоривающего агента, можно закачивать в пласт после того, как закупоривающие частицы заблокировали или перекрыли (по меньшей мере частично) поверхность одной зоны в системе трещин. В варианте реализации изобретения, частицы закупоривающего агента можно закачивать в пласт постадийно. Стадия, на которой в пласт закачивают скважинный обрабатывающий флюид, но не частицы закупоривающего агента, может быть реализована после любой или после всех стадий, на которых флюид содержит частицы закупоривающего агента.

[00083] На ФИГ. 2(A) показано, как частицы закупоривающего агента 20 вводятся в трещину 22 с высокой проницаемостью в системе трещин. Частицы закупоривающего агента способны отклонять скважинный обрабатывающий флюид 24 из трещины 22 к трещине 26, имеющей более низкую проницаемость, чем трещина 22. Поскольку проводимость есть проницаемость, помноженная на геометрию подвода закачиваемого флюида, это является синонимом утверждения, что частицы способны отклонять скважинный обрабатывающий флюид от высокопроводящих первичных трещин(ы) к менее проводящим вторичным трещинам. Кроме того, поскольку проводимость есть функция относительного сопротивления притоку, проводящая трещина, как принято в данном документе, считается синонимом проводящей площади пластового резервуара.

[00084] Твердые частицы закупоривающего агента 20 обычно производят пакеровку пространств для потока в трещинах на поверхности пласта и образуют фильтрационную корку. Например, при использовании в кислотном гидроразрыве, частицы имеют достаточный размер для пакеровки пространства для потока (созданного в реакции закачанной кислоты с породой пластового резервуара) без проникновения в материнскую породу. В результате фильтрации на поверхности пласта, на ней формируется относительно непроницаемая или слабо проницаемая фильтрационная корка. Падение давления на фильтрационной корке повышает сопротивление потоку и отклоняет обрабатывающий флюид в менее проницаемые зоны пласта.

[00085] При использовании и в операциях по интенсификации добычи, гранулометрический состав частиц таков, что они могут формировать пакер на поверхности породы. Альтернативно, гранулометрический состав частиц может быть таким, что они будут способны затекать внутрь трещины (как показано на ФИГ. 2) и, тем самым, производить пакеровку трещины для уменьшения проницаемости по меньшей мере некоторых трещин в пласте.

[00086] Как показано на ФИГ. 2(A), большинство частиц закупоривающего агента 10 в скважинном обрабатывающем флюиде заходит в канал 12 и затем поступает в одну или более трещин 14 [показано как две трещины 14а и 14b на ФИГ. 2(A)] высокой проницаемости (или неповрежденная зона). Временный блок, тампон, пакер или вязкая пробка показаны в процессе формирования (по меньшей мере частично) в трещинах 14а и 14b либо внутри трещины, либо на границе раздела трещины и канала 12. В данном документе принято, что термины «блок» «тампон», «пакер» и «вязкая пробка» должны быть охвачены термином «пакер». Такие временные пакеры приводят к повышению давления и отклоняют флюид в зоны с более низкой проницаемостью, обычно расположенные более глубоко в подземном пласте, внутри системы трещин в пласте.

[00087] На ФИГ. 2(B) показана закачка в канал 12 скважинного обрабатывающего флюида второй стадии, содержащего частицы закупоривающего агента 20. Вход в трещины 14а и 14b флюиду перекрыт присутствием частиц закупоривающего агента 10, и он продвигается в зоны с более низкой проницаемостью внутри системы трещин, представленные трещинами 24а и 24b. Закупоривающие частицы 20 производят пакеровку (по меньшей мере частично) потоку флюида в трещины 24а и 24b или границы раздела между входом в трещину и каналом 12.

[00088] Затем в канал 12 закачивают третий обрабатывающий флюид, как показано на ФИГ. 2(C), содержащий частицы 30, и он отклоняется к трещинам 32а и 32b с более низкой проницаемостью. Флюиду перекрыт (по меньшей мере частично) вход в трещины 14а, 14b, 24а и 24b, которые уже по меньшей мере частично заблокированы частицами закупоривающего агента 10 и 20, соответственно.

[00089] Через некоторое время пакеровка трещины закупоривающими агентами растворяется. Это, в свою очередь, приводит к закрытию или схлопыванию трещин. На ФИГ. 2(D) показано закрытие или схлопывание трещин зоны высокой проницаемости (таких как трещина 14а), ранее пакерованных частицами закупоривающего агента 10. Добыча флюидов из таких закрытых или схлопнувшихся трещин ограничена из-за ограничения прохода внутри трещины. Такое торможение представляет серьезную проблему в отношении высокопроницаемых зон в системе трещин, особенно расположенных вблизи ствола скважины.

[00090] На ФИГ. 3 показано добавление флюида, содержащего смесь растворимого закупоривающего агента и проппанта. Обычно количество частиц закупоривающего агента в скважинном обрабатывающем флюиде, введенном в канал, находится в диапазоне от около 0,01 до около 30 массовых процентов, и количество проппанта в скважинном обрабатывающем флюиде находится в диапазоне от около 0,01 до около 3% по массе.

[00091] Как показано на ФИГ. 3(A), основная часть закупоривающего флюида, содержащего частицы закупоривающего агента 30 и проппанта 31, может заходить в высокопроницаемую (или неповрежденную) зону, представленную трещинами 34а и 34b в системе трещин и формировать (по меньшей мере частично) временный пакер либо внутри трещины, либо на границе раздела входа в трещину и канала 12. На ФИГ. 3(A) показаны частицы закупоривающего агента 30, формирующие пакер на границе раздела входа в трещину и канала 12 и внутри канала, и проппант 31, который заходит в трещину внутри канала и внутрь трещины.

[00092] На ФИГ. 3(B) показана закачка второй фазы обрабатывающего флюида, содержащего частицы закупоривающего агента 40. Как показано на ФИГ. 3(B), флюид второй стадии содержит проппант 41, хотя проппант не обязательно должен присутствовать в флюиде второй стадии. Проппант 41 может не быть тем же самым, что и проппант 31. Аналогично, растворимые частицы закупоривающего агента 40 могут быть или могут не быть теми же самыми частицами закупоривающего агента, что и частицы 30. Частицы закупоривающего агента 30 препятствуют второму скважинному обрабатывающему флюиду заходить (по меньшей мере существенно) в трещину 34а и/или 34b. Частицы закупоривающего агента 40 показаны в процессе формирования пакера или тампона (по меньшей мере частичного) внутри трещин 44а и 44b и на границе раздела входа в трещины 44а и 44b с каналом 12. Это дает возможность скважинному обрабатывающему флюиду протекать дальше от места перфорации в трещины 44а и 44b с низкой проницаемостью.

[00093] На ФИГ. 3(C) показана закачка обрабатывающего флюида третьей стадии, содержащего частицы закупоривающего агента 46 и проппанта 48 (который может необязательно присутствовать в флюиде). Флюиду третьей стадии прегражден (по меньшей мере частично) вход в трещины 34а, 34b, 44а и 44b, которые уже по меньшей мере частично перекрыты или затампонированы частицами закупоривающего агента 30 и 40. Следовательно, обрабатывающий флюид третьей стадии, содержащий частицы закупоривающего агента 46 и необязательно проппант 48, протекает дальше от области вблизи ствола скважины через канал 12 и в трещины с низкой проницаемостью, обозначенные 50а и 50b. При необходимости, описанный процесс можно повторить.

[00094] Через некоторое время закупоривающие агенты, которые сформировали в трещине пакер или тампон, растворяются. Эти трещины, отклонение от которых производилось флюидом, содержащим оба компонента, и частицы закупоривающего агента, и проппант, как показано на ФИГ. 3(D), остаются открытыми из-за присутствия в смеси проппанта; проппант не растворяется в условиях пластового резервуара. Тем самым, интенсифицируется добыча флюидов из таких трещин. Применение смеси особенно полезно в таких высокопроницаемых зонах вблизи ствола скважины, которые, как показано на ФИГ. 2(D), обычно схлопываются после растворения закупоривающего агента.

[00095] Пакеровка или тампонирование (по меньшей мере частичное) высокопроницаемых зон в системе трещин обеспечивает глубину проникновения, которая зависит от диаметра поровых каналов. Для данного типа пласта, глубина проникновения прямо пропорциональна расчетному диаметру поровых каналов пласта. Поскольку по пласту происходит варьирование глубин проникновения, связанное с изменяющейся проницаемостью или повреждениями в обработанной зоне, способность обрабатывающего флюида проникать в поровые каналы зависит от разницы между размерами поровых каналов в поврежденном и неповрежденном пласте. Глубины проникновения обычно бывают больше в более чистой или неповрежденной части пласта (поровые каналы больше), чем в низкопроницаемых или поврежденных зонах (меньшие или частично заполненные поровые каналы). При большей глубине проникновения в более чистых областях пласта, в эти интервалы может быть заведено больше обрабатывающего флюида.

[00096] Смесь растворимого закупоривающего агента(ов) и проппанта, описанная в данном документе, может использоваться также для создания внутри пласта комплексной системы трещин. Комплексная система трещин может быть создана даже в случае, когда смесь, содержащая растворимый закупоривающий агент(ы) формулы (III) и (I), используется без проппанта. Смесь может использоваться как жидкость гидроразрыва, и ее можно закачивать в пласт под давлением, достаточным для создания или укрупнения первичной трещины. В других случаях, в пласт может быть закачана жидкость гидроразрыва, не содержащая смесь. Другие такие жидкости гидроразрыва могут содержать эти флюиды, содержащие загуститель, отличный от присутствующего в смеси, описанной в данном документе. Кроме того, жидкость гидроразрыва, которая используется для создания или укрупнения трещины, может представлять собой жидкость гидроразрыва с понизителем трения. После того, как первичная трещина создана или укрупнена, можно закачать в пласт второй флюид, содержащий смесь, описанную в данном документе. Может быть создана по меньшей мере одна вторичная трещина, ориентированная наклонно по отношению к ориентации первичной трещины. Второй флюид отклоняет поток второго флюида во вторичную трещину. Этот процесс можно повторять, и можно закачивать в пласт многочисленные флюиды, содержащие смесь, описанную в данном документе, чтобы отклонять поток предшествующего флюида, и в случаях, когда флюид содержит проппант, поставлять проппант к созданным трещинам. Таким способом, начиная от первичной трещины, может быть создана комплексная система трещин, состоящая из многочисленных трещин в пласте.

[00097] Кроме того, смесь растворимого закупоривающего агента(ов) и проппанта, описанная в данном документе, найдет особое применение при использовании для повышения производительности добычи углеводородов в зоне поля, удаленной от ствола скважины, так же как вблизи ствола. Например, смесь можно использовать для повышения продуктивности низкопроницаемых пластов, как в операциях интенсификации, когда вдоль горизонтальной скважины формируют дискретные интервалы или кластеры. Гранулометрический состав частиц флюида может быть таким, что частицы будут способны затекать в трещину и, тем самым, осуществлять пакеровку трещины для снижения проницаемости по меньшей мере некоторых трещин пласта. Следовательно, смесь, описанную в данном документе, можно использовать для повышения охваченного воздействием объема породы (SRV) между продуктивными областями и кластерами, путем увеличения распространения областей, подвергающихся гидроразрыву.

[00098] Проппант для использования в смеси может быть любым известным в данной области проппантом, подходящим для интенсификации, и может быть деформируемым или не деформируемым в условиях пластового резервуара. Примеры включают, но без ограничений, обычные проппанты высокой плотности, такие как кварц, стекло, алюминиевые гранулы, кремнезем (песок) (такой как Ottawa, Brady или ColoradoSands), синтетические органические частицы, такие как нейлоновые гранулы, керамики (включая алюмосиликаты), спеченные бокситы и их смеси.

[00099] Кроме того, можно использовать защитные и/или упрочняющие покрытия, такие как смолы, для модификации или подгонки к техническим требованиям плотности выбранного базового проппанта, с получением, например, песка со смоляным покрытием, керамических частиц со смоляным покрытием и спеченных бокситов со смоляным покрытием. Примеры включают подходящие проппанты, дополнительно включающие материалы, представленные в патентной публикации США №.2007/0209795 и патентной публикации США №.2007/0209794, полный объем которых включен в настоящий документ посредством ссылки.

[000100] Кроме того, можно использовать любые из сверхлегких (ULW) проппантов. Такие проппанты, по определению, имеют плотность менее чем или равную 2,45 г/см куб., обычно менее чем или равную 2,25, более типично менее чем или равную 2,0, еще более типично менее чем или равную 1,75. Некоторые проппанты ULW имеют плотность менее чем или равную 1,25 г/см куб. Типичными примерами таких относительно легких проппантов являются земля или материал из дробленой скорлупы грецких орехов со смоляным покрытием, пористые керамики, нейлон и т.п.

[000101] В предпочтительном варианте реализации изобретения, проппант представляет собой относительно легкий или по существу с нейтральной плавучестью гранулированный материал или их смесь. Такие проппанты могут быть расколоты, размолоты, раздроблены или обработаны другим способом. Термин «относительно легкий» подразумевает, что проппант имеет кажущийся удельный вес (ASG) при комнатной температуре значительно меньший, чем у обычного проппанта, применяемого в операциях гидроразрыва, например, песка или имеет ASG, аналогичный этим материалам. Особенно предпочтительными являются проппанты, имеющие ASG менее чем или равный 3,25. Еще более предпочтительными являются сверхлегкие проппанты, имеющие ASG менее чем или равный 2,25, более предпочтительно, менее чем или равный 2,0, даже более предпочтительно, менее чем или равный 1,75, наиболее предпочтительно, менее чем или равный 1,25 и часто менее чем или равный 1,05.

[000102] Термин «по существу нейтральная плавучесть» подразумевает, что проппант имеет ASG, очень близкий к ASG незагущенного или слабо загущенного флюида-носителя (например, незагущенный или слабо загущенный солевой раствор для заканчивания скважин, другие флюиды на водной основе или иные подходящие флюиды), чтобы обеспечивать возможность закачки и удовлетворительного размещения проппанта с использованием выбранного флюида-носителя. Например, в солевом растворе для заканчивания скважин, имеющем ASG около 1,2, в качестве частиц проппанта с по существу нейтральной плавучестью, может использоваться размолотая ореховая скорлупа с покрытием из уретановой смолы, имеющая ASG от около 1,25 до около 1,35. В данном документе принято, что «слабо загущенный» флюид-носитель представляет собой флюид-носитель, содержащий минимально достаточное количество полимера, загустителя или понизителя трения для достижения уменьшения трения при закачке в забой (например, при закачке вниз по лифтовой трубе, бурильной трубе, обсадной трубе, гибким НКТ малого диаметра, бурильной трубе и т.п.), и/или содержащий полимер-загуститель в концентрации от более чем около 0 до около 10 фунтов полимера на тысячу галлонов базового флюида (от 0 до 1,2 кг/м куб.), и/или имеющий вязкость от около 1 до около 10 сантипуаз. Незагущенный флюид-носитель можно охарактеризовать как содержащий 0 фунтов полимера на тысячу галлонов базового флюида. В случаях, когда незагущенный флюид-носитель представляет собой жидкость гидроразрыва с понизителем трения, в качестве которого обычно используется полиакриламид, в нем, строго говоря, присутствует от 1 до 8 фунтов на тысячу галлонов (от 0,12 до 0,96 кг/м куб.) полимера, но такие ничтожные концентрации полиакриламида не сообщают флюиду достаточной вязкости (обычно <3 сП), чтобы приносить пользу).

[000103] Другими подходящими сравнительно легкими проппантами являются частицы, раскрытые в патентах США №6364018, 6330916 и 6059034, полное содержание каждого из которых включено в настоящий документ посредством ссылки). В качестве примеров таких частиц, можно привести размолотую или раздробленную скорлупу орехов (орех-пекан, миндальный орех, фителефас, бразильский орех, орех макадамия и т.п.); размолотую или раздробленную скорлупу семян (включая фруктовые косточки) фруктов, таких как персик, слива, вишня, абрикос и т.п.; размолотую или раздробленную шелуху других растений, таких как кукуруза (например, початки кукурузы, зерна кукурузы), и т.п.; обработанные древесные материалы, такие как полученные из таких деревьев как дуб, пекан, грецкий орех, тополь, махагониевое дерево и т.п., включая такую древесину, которая обрабатывалась измельчением, дроблением или другим способом производства частиц. Предпочтительными являются размолотые или дробленые материалы из грецких орехов, покрытые смолой для обеспечения плотной защиты и водонепроницаемости скорлупы. Такие материалы могут иметь ASG от около 1,25 до около 1,35.

[000104] Далее, относительно легкие частицы для использования по данному изобретению могут представлять собой избирательно сформированные пористые частицы, такие как перечисленные, проиллюстрированные и определенные в патенте США №7426961, полное содержание которого включено в настоящий документ посредством ссылки.

[000105] Флюид, содержащий растворимые частицы закупоривающего агента и проппант, может быть закачан в ствол скважины на альтернативных стадиях и может быть разделен разделительными жидкостями. Разделительная жидкость обычно содержит солевой раствор, такой как NaCl, KCl и/или NH₄Cl. Например, при использовании в операции кислотной обработки для стимулирования притока, может потребоваться изменить закачку жидкостей для кислотной обработки и флюида, содержащего растворимые частицы и проппант. Типичный график закачки может быть следующим: (i) закачка жидкости для кислотной обработки; (ii) необязательно, закачка разделительной жидкости; (iii) закачка флюида, содержащего частицы закупоривающего агента и проппант; (iv) необязательно, закачка разделительной жидкости; и затем повторение цикла стадий (i), (ii), (iii) и (iv).

[000106] Примеры.

В примере используются следующие обозначения:

А: смесь 90:10 об./об. фталевого ангидрида : фталевой кислоты, 20/40 меш, диапазон плавления¹: 268-270°F (131,1-132,2°С);

В: смесь 85:15 об./об. фталевого ангидрида : фталевой кислоты, 8/50 меш, диапазон плавления: 268-356°F (131,1-180°);

С: полимолочная кислота, 14/70 меш, диапазон плавления: 298-329°F (147,8-165°С);

D: полимолочная кислота, 10/70 меш, диапазон плавления: 336-345°F (168,9-173,9°С).

С и D были приготовлены размолом гранул полимолочной кислоты, поставляемой под названием INGEO® 4340-D компанией Nature Works LLC, до нужного размера.

[000107] Пример 1. Фталевый ангидрид (полученный от коммерческого поставщика) и Образец А (по 8 г каждого) сначала разбавляли в 100 мл деионизированной воды или 15% HCl в течение 20 часов при 180°F (82,2°С), а затем оставили на 3 часа при комнатной температуре. Смесь подвергли вакуумной фильтрации со 100 мл воды и высушивали в течение 24 часов при 160°F (71,1°С). Результаты представлены в Таблице I.

FTIR и температура плавления восстановленных нерастворенных образцов показали, что остальной фталевый ангидрид превратился в фталевую кислоту.

[000108] Пример 2. Образцы Образца А (по 5 г каждый) разбавляли в 100 мл либо деионизированной воды (DI), либо водопроводной воды в течение (1) 54 часов при 180 F (82,2°С) и (2) 64 часов при 140°F (60°С), и затем оставили остывать при комнатной температуре. Твердые вещества подвергли вакуумной фильтрации со 100 мл воды, и высушивали в течение 24 часов при 160°F (71,1°С). Результаты представлены в Таблице II).

FTIR и температура плавления восстановленных нерастворенных образцов показали, что остальной фталевый ангидрид превратился в фталевую кислоту. Таблица II демонстрирует, что при более высоких температурах больше фталевого ангидрида превращается в фталевую кислоту. Образец А оказался, таким образом, более подходящим для низкотемпературных применений.

[000109] Пример 3. Различные исходные навески Образца А разбавляли в 18 мл деионизированной воды в течение 24 часов при 250°F (121°С) с использованием сосуда для расщепления. Образцам дали остыть, затем подвергли вакуумной фильтрации с деионизированной водой и высушивали в течение 24 часов при 160°F (71,1°С). Результаты представлены в Таблице III. FTIR и температура плавления восстановленных нерастворенных образцов показали, что остальной фталевый ангидрид превратился в фталевую кислоту.

[000110] Пример 4. Различные исходные навески Образца С испытывали на растворимость с использованием сосуда для расщепления (при 250°F (121°С) в течение 24 часов) и разбавления в 18 мл деионизированной воды с использованием различных концентраций образца. Результаты представлены в Таблице IV.

[000111] Пример 5. Образцы растворили в воде и нагревали на водяной бане. После достижения комнатной температуры, образцы подвергли вакуумной фильтрации. Затем восстановленный материал высушивали в течение ночи, и рассчитали процент растворившегося твердого вещества, исходя из количества образца, оставшегося на фильтровальной бумаге Whatman #41. Всем образцам дали возможность сохнуть в течение по меньшей мере 24 часов при температуре приблизительно 160°F (71,1°С). Затем образцы (всего 2,5) были испытаны на растворимость в 50 мл деионизированной воды с использованием различных температур (нагревание в течение 24 или 48 часов). Смесь 1:1 Образца В и Образца С получили смешиванием равных количеств обоих продуктов (1,25 г) и разбавлением в 50 мл всего деионизированной воды. Результаты представлены в Таблице V.

[000112] Пример 6. Дополнительные тесты на растворимость произвели с использованием Образца В и Образца D (всего 2,5 г) в 50 мл деионизированной воды с использованием различных температур (нагревание в течение 24 или 48 часов). Смесь 1:1 Образец В : Образец D получили смешиванием равных количеств обоих продуктов (1,25 г) и разбавлением в 50 мл всего деионизированной воды. Результаты представлены в Таблице VI:

Примеры демонстрируют, что смесь фталевый ангидрид/фталевая кислота лучше подходит для использования в качестве закупоривающего агента в применениях при более низких температурах (180-250°F (82,2-121°С)), а полимолочная кислота лучше подходит для использования в качестве закупоривающего агента в применениях при более высоких температурах (>250°F (121°С). Кроме того, полученные в Примерах результаты по растворимости показали, что действие смеси фталевый ангидрид/фталевая кислота увеличивает снижение температуры, при которой растворяется полимолочная кислота. Кроме того, полученные в Примерах результаты показали, что действие смеси фталевый ангидрид/фталевая кислота повышает активность полимолочной кислоты, при этом снижая температуру, при которой она растворяется. Следовательно, при смешивании со смесью фталевый ангидрид/фталевая кислота, полимолочную кислоту можно использовать в более низкотемпературных применениях.

[000113] Пример 7. Было проведено исследование проводимости смеси 13,52 г (85 масс. %) ангидрида фталевой кислоты и 2,38 г (15 масс. %) легкого проппанта LiteProp™ 125, произведенного компанией Baker Hughes Incorporated, с кажущимся удельным весом 1,25 при комнатной температуре. Исследование проводили в соответствии с модифицированной версией API RP 61 (1^е Исправленное издание, 1 октября 1989 г.), с использованием ячейки для измерения проводимости API 10 с боковыми вставками из пластин песчаника из Огайо для имитации продуктивного пласта. Затем между изолированными пластинами песчаника загрузили смесь, для увеличения расклиненной ширины. Плотность смеси составляла около 0,5 фунт/фут². Затем ячейку для измерения проводимости поместили на пресс и подвергли напряжению смыкания 5000 фунт/кв. дюйм (34,47 МПа) при температуре 200°F (93,3°С). Затем дали возможность деионизированной воде протекать через тестовый блок со скоростью 10 мл/мин, и измерили исходную проводимость. Затем ячейку закрыли на 24 часа, в течение которых поток деионизированной воды был прекращен, а ламинарный поток сохранился. Результаты представлены в Таблице VII.

После протекания потока в течение 50 часов, наблюдались незначительные следы закупоривающего агента на выходе из ячейки и пренебрежимо малое количество нерастворенного закупоривающего агента на входе в ячейку.

[000114] Предпочтительные варианты реализации настоящего изобретения обеспечивают преимущества перед известными на данном уровне техники прототипами и хорошо приспособлены к достижению одной или более целей настоящего изобретения. Тем не менее, настоящее изобретение не требует присутствия каждого из компонентов и выполнения действий, описанных выше, и ни в какой мере не ограничено вышеописанными вариантами реализации или способами выполнения операций. Могут быть внесены многие вариации, модификации и/или изменения в изобретение, такие как относящиеся к компонентам, операциям и/или способам использования, они предусмотрены заявителем(ями), находятся в пределах объема приложенной формулы изобретения и могут быть осуществлены и использованы рядовым специалистом в данной области техники без отступления от сущности или идей данного изобретения и объема приложенной формулы изобретения.