Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ СТАБИЛИЗАЦИИ ГИДРОФИЛЬНОЙ ГЛИНЫ

Область техники

Настоящее изобретение относится к способам обработки подземной формации для стабилизации гидрофильной глины и мигрирующих тонкодисперсных пород.

Предшествующий уровень техники

Добыча флюидов, таких как нефть и газ, из подземных формаций вызывает трудности в формациях, которые содержат гидрофильные материалы, например набухающие в воде глины, такие как глины смектитовой группы, и тонкодисперсные породы, способные к миграции, когда их потревожат, такие как кремнезем, минералы железа и карбонаты щелочноземельных металлов. Термины "глины" и "гидрофильные глины" используются в данном описании взаимозаменяемо и, в целом, означают гидрофильные глины, которые при контакте с водными жидкостями в неравновесном состоянии с минералами в формации обычно набухают и/или мигрируют. Таким образом, использование в таких формациях водных жидкостей, таких как закачиваемые жидкости, буровые растворы и жидкости для воздействия на пласт, может вызывать проблемы, поскольку происходящие в результате набухание и миграция имеют тенденцию блокировать проходы в стволе скважины, тем самым вызывая потерю проницаемости формации.

Такая потеря проницаемости ослабляет поток флюида через ствол скважины и в некоторых случаях даже может полностью блокировать поток флюида через некоторые участки формации. Потеря проницаемости часто приводит к снижению продуктивности скважины. Более того, мигрирующие глины могут захватываться добываемым флюидом из формации и, следовательно, могут вызывать абразивный износ и другие проблемы с добывающим оборудованием.

Для решения указанных проблем были разработаны различные способы обработки подземных формаций для стабилизации глин против набухания и/или миграции. Например, обычная практика включает добавление солей к водным буровым растворам. В результате ионообменного процесса соли абсорбируются на поверхности глин, что может снизить набухание и/или миграцию глин. Другой способ, используемый для снижения миграции, заключается в покрытии зоны полимером и/или уплотняющей смолой для физической блокировки миграции глин. Термин "раствор стабилизатора глины", используемый в данном описании, относится к любому раствору, используемому для стабилизации глины в подземной формации против набухания и/или миграции. Термин "стабилизирующие компоненты", используемый в данном описании, относится к стабилизирующим компонентам раствора стабилизатора глины, включая, но не ограничиваясь этим, соли, полимеры, смолы, растворимые органические стабилизирующие соединения и их комбинации.

Когда раствор стабилизатора глины подвергают взаимодействию с гидрофильными глинами, стабилизирующие компоненты поглощаются этими глинами посредством известных механизмов, включая адсорбцию, ионный обмен и химические реакции. При снижении концентрации стабилизирующих компонентов в оставшемся растворе необработанные гидрофильные глины подвергаются воздействию водных жидкостей, которые способствуют их набуханию и миграции. В существующем уровне техники осуществление способов с растворами стабилизаторов глины требует введения в подземную формацию одной дозы раствора стабилизатора глины, имеющего относительно высокую концентрацию. Применение таких способов приводит к снижению содержания компонентов, стабилизирующих глину, в первую очередь в переднем фронте раствора стабилизатора глины, когда этот раствор мигрирует через подземную формацию.

Сущность изобретения

Настоящее изобретение относится к способам обработки подземной формации для стабилизации гидрофильной глины и мигрирующих тонкодисперсных пород.

В соответствии с одним аспектом настоящего изобретения предложен способ стабилизации подземной формации, содержащей гидрофильные минералы, включающий: введение жидкости переднего фронта, содержащей первую базовую жидкость и раствор первого стабилизатора глины, где первый стабилизатор глины присутствует в первой базовой жидкости в первой концентрации, и затем введение обрабатывающей жидкости, содержащей вторую базовую жидкость и раствор второго стабилизатора глины, где второй стабилизатор глины присутствует во второй базовой жидкости во второй концентрации. Первая концентрация раствора стабилизатора глины выше, чем вторая концентрация раствора стабилизатора глины.

В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения предложен способ стабилизации подземной формации, содержащей гидрофильные минералы, включающий: введение в подземную формацию жидкости переднего фронта под давлением выше давления матрицы, где жидкость переднего фронта содержит первую базовую жидкость и раствор первого стабилизатора глины, где первый стабилизатор глины присутствует в первой базовой жидкости в первой концентрации, и затем введение в подземную формацию обрабатывающей жидкости под давлением выше давления матрицы, где обрабатывающая жидкость содержит вторую базовую жидкость и второй раствор стабилизатора глины, где второй стабилизатор глины присутствует во второй базовой жидкости во второй концентрации. Первая концентрация раствора стабилизатора глины выше, чем вторая концентрация раствора стабилизатора глины.

В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения предложен способ стабилизации подземной формации, содержащей гидрофильные минералы, включающий: введение в подземную формацию жидкости переднего фронта, содержащей концентрированный раствор стабилизатора глины, под давлением выше давления матрицы для ингибирования набухания глин в подземной формации, затем введение в подземную формацию жидкости гидроразрыва, содержащей раствор стабилизатора глины, для разрыва подземной формации и ингибирования набухания глин в подземной формации, подвергнутой гидроразрыву. Раствор стабилизатора глины готовят в пресной воде в концентрации от приблизительно 0,1 об.% до приблизительно 15 об.% от объема жидкости переднего фронта, а также раствор стабилизатора глины готовят в пресной воде в концентрации от приблизительно 0,001 об.% до приблизительно 5 об.% от объема жидкости гидроразрыва. Раствор стабилизатора глины может иметь одинаковый химический состав как в жидкости переднего фронта, так и в жидкости гидроразрыва.

Отличительные признаки и преимущества настоящего изобретения будут очевидны специалистам в данной области техники после прочтения следующего описания предпочтительных вариантов осуществления изобретения.

Краткое описание графических материалов

Следующие фигуры включены для иллюстрации некоторых аспектов настоящего изобретения и не должны рассматриваться в качестве исключительных вариантов осуществления. Изобретение включает значительные модификации и изменения, а также эквиваленты в форме и функции, которые будут очевидны специалистам в данной области техники в свете настоящего раскрытия.

На фиг. 1А показан поперечный разрез подземного пласта-коллектора, в который введена порция раствора стабилизатора глины в одной концентрации в соответствии со способами существующего уровня техники.

На фиг. 1В показана концентрация стабилизирующих компонентов в растворе стабилизатора глины после введения в подземный пласт-коллектор в три различных момента времени после введения раствора стабилизатора глины в соответствии с существующим уровнем техники.

На фиг. 2А показан поперечный разрез подземного пласта-коллектора, в который введен раствор в соответствии со способом согласно изобретению.

На фиг. 2В показана концентрация стабилизирующих компонентов в растворе стабилизатора глины после введения в подземный пласт-коллектор в три различных момента времени после введения раствора стабилизатора глины в соответствии со способом согласно изобретению.

Осуществление изобретения

Настоящее изобретение относится к способам обработки подземной формации для стабилизации гидрофильной глины и мигрирующих тонкодисперсных пород. Описанные способы направлены на снижение ущерба, который может быть причинен подземной формации, содержащей гидрофильные глины, обедненным передним фронтом раствора стабилизатора глины.

Одним из многих преимуществ настоящего изобретения является то, что способ согласно изобретению приводит к стабилизации глин против набухания и миграции тонкодисперсных пород, которая обеспечивается на более глубоком уровне в подземной формации, при уменьшении общей концентрации стабилизирующих компонентов. Уменьшение количества используемых стабилизирующих компонентов может привести к значительной экономии средств для оператора и может помочь уменьшить отрицательное воздействие обработки на окружающую среду.

Композиции и способы согласно настоящему изобретению могут быть использованы в подземных формациях, содержащих гидрофильные глины и/или тонкодисперсные породы, которые включают диоксид кремния, минералы железа, карбонаты щелочноземельных металлов, полевые шпаты, биотит, иллит и хлорит; смектитовые глины, такие как монтмориллонит, бейделлит, нонтронит, сапонит гекторит и сауконит; каолиновые глины, такие как каолинит, накрит, диккит, энделлит и галлуазит; иллитовые глины, такие как гидробиотит, глауконит и иллит; хлоритовые глины, такие как хлорит, гриналит и шамозит; другие глинистые минералы, не принадлежащие к вышеуказанным группам, такие как вермикулит, палыгорскит, сепиолит; разновидности смешанных слоев (как регулярные, так и нерегулярные) указанных минералов, а также их комбинации.

Некоторые подходящие способы согласно настоящему изобретению включают введение в подземный коллектор жидкости переднего фронта, содержащей концентрированный раствор стабилизатора глины, под давлением ниже давления матрицы. Затем в подземный коллектор вводят жидкость гидроразрыва, содержащую раствор стабилизатора глины. Жидкость гидроразрыва поддерживает существующую стабилизацию глины и ингибирует набухание глины, которая обнажается в процессе образования трещин.

Некоторые подходящие способы стабилизации формации, содержащей гидрофильные минералы, включают в себя следующие стадии. Во-первых, жидкость переднего фронта, содержащую концентрированный раствор стабилизатора глины, вводят в подземный коллектор под давлением на уровне давления матрицы или ниже. Затем жидкость гидроразрыва, содержащую раствор стабилизатора глины, вводят в подземный коллектор под давлением выше давления матрицы. Жидкость гидроразрыва поддерживает существующую стабилизацию глины, образует трещины в коллекторе и ингибирует набухание глины, которая обнажается в процессе образования трещин. Термин «давление матрицы», используемый в данном описании, относится к давлениям ниже давления гидроразрыва пласта, то есть к давлению, которое недостаточно, чтобы создать или расширить трещины в подземной формации. В этих способах жидкость переднего фронта может содержать более высокую концентрацию раствора стабилизатора глины, чем концентрация раствора стабилизатора глины в жидкости гидроразрыва, так что жидкость переднего фронта выталкивается в пласт перед жидкостью гидроразрыва, и содержит достаточное количество раствора стабилизатора глины, так что даже глины, контактирующие с жидкостью переднего фронта в самом удаленном месте от ствола скважины, подвергаются достаточной обработке.

Другие подходящие способы стабилизации формации, содержащей гидрофильные минералы, могут включать в себя следующие стадии. Во-первых, жидкость переднего фронта, содержащую концентрированный раствор стабилизатора глины, вводят в подземный коллектор под давлением выше давления матрицы. Затем жидкость гидроразрыва, содержащую раствор стабилизатора глины, вводят в подземный коллектор. Жидкость гидроразрыва поддерживает существующую стабилизацию глины и ингибирует набухание глины, которая обнажается в процессе образования трещин. В этих способах жидкость переднего фронта может содержать более высокую концентрацию раствора стабилизатора глины, чем концентрация раствора стабилизатора глины в жидкости гидроразрыва, таким образом, что жидкость переднего фронта нагнетается в пласт под давлением выше давления матрицы и дополнительно выталкивается в пласт жидкостью гидроразрыва, и содержит достаточное количество раствора стабилизатора глины, так что даже глины, контактирующие с жидкостью переднего фронта в самом удаленном месте от ствола скважины, подвергаются достаточной обработке.

Оптимальная концентрация раствора стабилизатора глины, используемая в жидкости переднего фронта, может быть определена специалистом в данной области. Одним из подходящих способов для определения оптимальной концентрации стабилизатора глины, используемой в жидкости переднего фронта, является анализ, включающий четыре стадии. Во-первых, определяют общую концентрацию глины и тип глины известными методами, включая, но не ограничиваясь этим, рентгеновский анализ и сканирующую электронную микроскопию. Во-вторых, определяют катионообменную емкость образца формации, включая, но не ограничиваясь этим, изотермы адсорбции Лэнгмюра, шероховатость поверхности и катионообменную емкость. В-третьих, определяют площадь поверхности, полученную в процессе образования трещин, с использованием известных способов моделирования. И, наконец, определяют требуемую массу стабилизатора, используя данные, определенные на первых трех стадиях.

Приблизительная концентрация раствора стабилизатора глины в жидкости переднего фронта может быть определена специалистом в данной области на основе общих характеристик гидрофильности глин подземной формации, например, сильно гидрофильные, умеренно гидрофильные или слабо гидрофильные. Кроме того, специалист в данной области может оценить гидрофильную природу глин в подземной формации на основе известных характеристик пласта и соседних скважин. Поскольку жидкость переднего фронта вводят в формацию первой, она контактирует с поверхностями формации, в том числе с гидрофильными глинами, до того, как другие жидкости входят в формацию. То есть, наиболее вероятно, что жидкость переднего фронта будет взаимодействовать с нестабилизированными глинами. Снижение концентрации стабилизирующих компонентов в жидкостях переднего фронта при контакте с новой поверхностью может быть сильным. Таким образом, высокая концентрация раствора стабилизатора глины в жидкости переднего фронта может эффективно стабилизировать глины, когда жидкость проникает в подземную формацию, и концентрация раствора стабилизатора глины поддерживается выше необходимой концентрации, для стабилизации глин на большей глубине в подземной формации.

На фиг. 1А показан поперечный разрез подземного пласта-коллектора, в который введена порция раствора стабилизатора глины в одной концентрации в соответствии со способами существующего уровня техники. На фиг. 1В показано то же решение согласно существующему уровню техники в три различных момента времени при прохождении раствора стабилизатора глин в пласт. На фиг. 2А и 2В показано то же прохождение раствора в соответствии со способом согласно изобретению, в котором сначала в подземную формацию вводят жидкость переднего фронта с высокой концентрацией раствора стабилизатора глины. На обеих фигурах 1В и 2В концентрация стабилизирующих компонентов на переднем фронте раствора стабилизатора глин снижается по мере того, как раствор стабилизатора глины мигрирует в пласт-коллектор. Однако, поскольку концентрация стабилизирующих компонентов в жидкости переднего фронта является более высокой, как показано на фиг. 2В, можно видеть, что обработка согласно изобретению позволяет стабилизировать глины на большей глубине в формации.

В предпочтительном способе стабилизации глины концентрация стабилизирующих компонентов в жидкости переднего фронта составляет от более примерно 0,1%, 0,5%, 1%, 2%, 5% или 10% об./об. (нижний предел) до менее примерно 15%, 10% или 5% об./об. (верхний предел), причем концентрация может варьироваться от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывает любое подмножество между верхним и нижним пределами. Более гидрофильные минералы могут потребовать использование более концентрированного раствора стабилизатора глины в жидкости переднего фронта относительно концентрации раствора стабилизатора глины в жидкости гидроразрыва.

Жидкость, которую вводят после жидкости переднего фронта (например, жидкость гидроразрыва или вяжущее), может иметь более низкую концентрацию раствора стабилизатора глины, чем требуется в традиционных способах. Поскольку жидкость переднего фронта вводят перед последующей обрабатывающей жидкостью, при условии, что зона, подлежащая обработке обрабатывающей жидкостью, уже полностью подверглась взаимодействию с жидкостью переднего фронта, нет необходимости, чтобы обрабатывающая жидкость действовала в качестве первой стабилизирующей жидкости. Наоборот, раствор стабилизатора глины в обрабатывающей жидкости после жидкости переднего фронта используется для стабилизации глин, которые обнажаются в процессе обработки. Таким образом, концентрация стабилизирующих компонентов в жидкости гидроразрыва значительно ниже, чем в жидкости переднего фронта. В предпочтительном способе стабилизации глины концентрация стабилизирующих компонентов в жидкости гидроразрыва составляет от более примерно 0,001%, 0,01%, 0,1% или 1% об./об. (нижний предел) до менее примерно 5%, 2%, 1% или 0,1% об./об. (верхний предел), где концентрация может варьироваться от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывает любое подмножество между верхним и нижним пределами.

I. Стабилизирующие компоненты

Почти все стабилизирующие компоненты, пригодные для использования в обработке подземных формаций, могут быть использованы в способах согласно настоящему изобретению. Примеры подходящих стабилизирующих компонентов глины и механизмов стабилизации могут быть найдены в патентных документах US 7740071, US 5197544, US 4366073 и US 2004/0235677, каждый из которых включен в данное описание путем ссылки. Стабилизирующие компоненты могут взаимодействовать с поверхностями, прослойками и сердцевиной глин, а также с пластинками глины для снижения гидратации и набухания глины, либо для обращения этих процессов.

Заряды на глине и пластинках глины могут обеспечить взаимодействие с растворенными ионами минералов в водных жидкостях как природных, так и не являющихся естественными для формации. Отрицательный заряд на пластинках может быть, как правило, сбалансирован в основном ионами натрия, хотя другие неорганические катионы могут также присутствовать в незначительных количествах. Катионы или ионы, уравновешивающие заряд, связывающиеся с поверхностью пластинок глины, называют "замещаемыми", поскольку они могут быть легко замещены другими катионами, которые могут контактировать с пластинками глины. Каждая макроскопическая частица глины может состоять из многих тысяч пластинок глины в виде сэндвич-структур, каждая из которых может иметь замещаемые катионы и слой воды между ними. Когда глина и вода смешиваются, вода может проникнуть между пластинками, раздвигая их дальше друг от друга. Катионы, находящиеся на поверхности пластинок, могут начать диффундировать от поверхности пластинок. Кроме того, количество воды, содержащееся внутри пластинок, может зависеть от давления, при котором находится глина, как правило, давления на глубине залегания глин в подземной формации. Механизмы гидратации глины могут включать гидратацию поверхности благодаря связыванию молекул воды с атомами кислорода на поверхности пластинок глины; ионную гидратацию благодаря гидратации межслоевых катионов с окружающими оболочками из молекул воды; осмотическую гидратацию, которая происходит в некоторых глинах после того, как полностью завершились гидратация поверхности и ионная гидратация, обычно при 100% влажности. Подходящие стабилизирующие компоненты включают соли, полимеры, смолы, растворимые органические стабилизирующие соединения и их комбинации.

Стабилизирующие компоненты жидкости переднего фронта и жидкости гидроразрыва могут быть одинаковыми или различными по химическому составу. При использовании более одного стабилизирующего компонента стабилизирующие компоненты в жидкости переднего фронта и жидкости гидроразрыва можно использовать в одинаковых или различных концентрациях. Раствор стабилизатора глины готовят в соответствии с предпочтительным вариантом осуществления для раствора стабилизатора глины, который известен специалистам в данной области техники.

А. Подходящие соли

Почти все соли и комбинации солей, известные в данной области, которые пригодны для использования в обработке подземных формаций, могут быть использованы в способах согласно настоящему изобретению. Термин «неорганическая кислота» относится к любому кислотному соединению, которое не содержит атом углерода. Примеры подходящих солей неорганических кислот включают, но не ограничиваются этим, хлорид натрия, хлорид кальция, хлорид калия, бромид натрия, бромид кальция, бромид калия, сульфат натрия, сульфат кальция, фосфат натрия, фосфат кальция, нитрат натрия, нитрат кальция, хлорид цезия, сульфат цезия, фосфат цезия, нитрат цезия, бромид цезия, сульфат калия, фосфат калия, нитрат калия и тому подобное. Жидкость переднего фронта или жидкость гидроразрыва согласно настоящему изобретению может включать любую комбинацию неорганических кислот и/или их солей. Одна или более неорганических кислот (или их солей) могут присутствовать в жидкости переднего фронта или в жидкости гидроразрыва, используемых в способах согласно настоящему изобретению, в количестве, достаточном для обеспечения желаемого эффекта. Количество органической кислоты (кислот) (или их соли (солей)), включенных в жидкость переднего фронта или в жидкость гидроразрыва, может зависеть от конкретной используемой кислоты и/или соли, а также от других компонентов жидкости переднего фронта или жидкости гидроразрыва, и/или других факторов, которые будут понятны любому специалисту в данной области техники с учетом настоящего раскрытия.

B. Подходящие полимеры и смолы

Почти все полимеры и смолы, известные в данной области, которые пригодны для использования в обработке подземных формаций, могут быть использованы в способах согласно настоящему изобретению, в том числе их соли. Полимеры и смолы могут быть синтетическими или природными, неотверждаемыми или отверждаемыми.

Полимеры и смолы, пригодные для использования в настоящем изобретении, включают все полимеры, смолы и их комбинации, известные в данной области, которые стабилизируют глины. Примеры полимеров и смол, пригодных для использования в настоящем изобретении, включают, но не ограничиваются ими: полимеры акриловой кислоты; полимеры эфиров акриловой кислоты; полимеры производных акриловой кислоты; гомополимеры акриловой кислоты; гомополимеры эфиров акриловой кислоты (такие как поли(метилакрилат), поли(бутилакрилат) и поли(2-этилгексилакрилат)); сополимеры эфиров акриловой кислоты; полимеры производных метакриловой кислоты; гомополимеры метакриловой кислоты; гомополимеры эфиров метакриловой кислоты (такие как поли(метилметакрилат), поли(бутилметакрилат) и поли(2-этилгексилметакрилат)); акриламидо-метилсульфонатные полимеры; полимеры производных акриламидо-метилпропансульфоната, сополимеры акриламидо-метилпропансульфоната; сополимеры акриловой кислоты/акриламидо-метилпропансульфоната; смолы бисфенола А диглицидилового эфира; смолы бутоксиметилбутилглицидилового эфира; смолы бисфенола A-эпихлоргидрина; смолы бисфенола F; полиэпоксидные смолы; новолачные смолы; полиэфирные смолы; фенолальдегидные смолы; мочевиноальдегидные смолы; фурановые смолы; уретановые смолы; глицидилэфирные смолы, другие эпоксидные смолы; полиакриламид; частично гидролизованный полиакриламид, сополимеры акриламида и акрилата; карбоксилат-содержащие терполимеры; акрилатные тетраполимеры; галактозу; маннозу; глюкозид; глюкозу; ксилозу; арабинозу; фруктозу; глюкуроновую кислоту; пиранозилсульфат; гуаровую камедь; камедь рожкового дерева; камедь тары; конжак; тамаринду, крахмал, целлюлозу; камедь карайи; ксантан; трагакант; каррагинан; поликарбоксилаты, такие как полиакрилаты и полиметакрилаты; полиакриламиды; полимеры метилвинилового эфира; поливиниловые спирты; поливинилпирролидон; CLA-STA (R) ХР - водорастворимый катионный олигомер (доступный от Halliburton Energy Services in Duncan, Oklahoma); CLA-STA (R) FS - полимер (доступный от Halliburton Energy Services in Duncan, Oklahoma) и CLA- WEB (R) - стабилизирующая добавка (доступна от компании Halliburton Energy Services in Duncan, Oklahoma), их производные, соли и их комбинации.

Один или более полимеров или смол (или их солей) могут присутствовать в жидкости переднего фронта или в жидкости гидроразрыва в способах согласно настоящему изобретению в количестве, достаточном для обеспечения желаемого эффекта. Количество полимера или смолы (или их солей), включенных в жидкость переднего фронта или в жидкость гидроразрыва, может зависеть от конкретных используемых полимеров, смол и/или солей, а также от других компонентов жидкости переднего фронта или жидкости гидроразрыва, и/или от других факторов, которые будут понятны любому специалисту в данной области техники с учетом данного раскрытия.

C. Подходящие органические стабилизирующие соединения

Почти все органические стабилизирующие вещества и их комбинации, известные в данной области, которые являются подходящими для использования в обработке подземных формаций, могут быть использованы в способах согласно настоящему изобретению.

Примеры подходящих органических кислот включают, но не ограничиваются этим, муравьиную кислоту, уксусную кислоту, лимонную кислоту, гликолевую кислоту, молочную кислоту, 3-гидроксипропионовую кислоту, C₁-C₁₂ карбоновые кислоты, аминополикарбоновую кислоту, такую как гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусная кислота, и их комбинации. В качестве альтернативы или в сочетании с одной или несколькими органическими кислотами, жидкость переднего фронта или жидкость гидроразрыва согласно настоящему изобретению может содержать соль органической кислоты. Понятие «соль кислоты», используемое в данном описании, относится к любому соединению, которое имеет ту же основную формулу, как и соответствующая кислота, в которой один из катионов водорода заменен другим катионом (например, катионом сурьмы, висмута, калия, натрия, кальция, магния, цезия или цинка). Примеры подходящих солей органических кислот включают, но не ограничиваются этим, ацетат натрия, формиат натрия, ацетат кальция, формиат кальция, ацетат цезия, формиат цезия, ацетат калия, формиат калия, ацетат магния, формиат магния, ацетат цинка, формиат цинка, ацетат сурьмы, формиат сурьмы, ацетат висмута и формиат висмута. Одна или более органических кислот (или их солей) могут присутствовать в жидкости переднего фронта или в жидкости гидроразрыва в способах согласно настоящему изобретению в количестве, достаточном для обеспечения желаемого эффекта. Количество органической кислоты (кислот) (или их солей), включенных в жидкость переднего фронта или в жидкость гидроразрыва, может зависеть от конкретной используемой кислоты и/или соли, а также от других компонентов жидкости переднего фронта или жидкости гидроразрыва, и/или от других факторов, которые будут понятны любому специалисту в данной области техники с учетом данного раскрытия.

Различные мономеры (или их соли) являются подходящими для использования в качестве органического соединения в настоящем изобретении. Примеры подходящих мономеров включают, но не ограничиваются этим, акриловую кислоту, метакриловую кислоту, акриламид, метакриламид, 2-метакриламидо-2-метилпропансульфокислоту, диметилакриламид, винилсульфокислоту, [Nu],[Nu]-диметиламиноэтилметакрилат, хлорид 2-триэтиламмонийметилметакрилата, N,N-диметиламинопропилметакриламид, хлорид метакриламидпропилтриэтиламмония, N-винилпирролидон, винилфосфоновую кислоту, сульфат метакрилоилоксиэтилтриметиламмония и их комбинации. Один или более мономеров (или их солей) могут присутствовать в жидкости переднего фронта или в жидкости гидроразрыва в способах согласно настоящему изобретению в количестве, достаточном для обеспечения желаемого эффекта. Количество мономеров (или их солей), включенных в жидкость переднего фронта или в жидкость гидроразрыва, может зависеть от конкретного используемого мономера и/или соли, а также от других компонентов жидкости переднего фронта или жидкости гидроразрыва, и/или от других факторов, которые будут понятны любому специалисту в данной области техники с учетом данного раскрытия.

III. Базовые жидкости для приготовления жидкости переднего фронта

Жидкость переднего фронта и жидкость гидроразрыва могут быть получены на основе водной базовой жидкости в соответствии с предпочтительным методом приготовления используемых стабилизирующих компонентов. Водные базовые жидкости, пригодные для использования в жидкости переднего фронта или в жидкости гидроразрыва согласно изобретению, могут включать пресную воду, соленую воду (например, воду, содержащую одну или более растворенных в ней солей), насыщенный раствор соли (например, насыщенную соленую воду), морскую воду, пластовую воду или их комбинации. Как правило, вода может быть из любого источника, при условии, что он не содержит компонентов, которые могут отрицательно влиять на стабильность и/или эффективность жидкости переднего фронта или жидкости гидроразрыва согласно настоящему изобретению. В некоторых вариантах осуществления плотность водной базовой жидкости можно регулировать, кроме других целей, чтобы обеспечить дополнительный транспорт частиц и суспензию в жидкости переднего фронта или в жидкости гидроразрыва, используемых в способах согласно настоящему изобретению. В некоторых вариантах осуществления значение pH водной базовой жидкости можно регулировать (например, с помощью буфера или другого pH-регулирующего агента), кроме других целей, чтобы уменьшить вязкость жидкости переднего фронта или жидкости гидроразрыва. В этих вариантах осуществления pH можно довести до определенного уровня, который может зависеть, среди прочих факторов, от типа гелеобразующих агентов, кислот и других добавок, включенных в жидкость переднего фронта или в жидкость гидроразрыва. Специалисту в данной области техники с учетом настоящего описания будет понятно, когда такое регулирование плотности и/или рН можно применять.

Жидкость переднего фронта и обрабатывающая жидкость, вводимая после нее (например, жидкость гидроразрыва), могут дополнительно содержать добавки, включающие, но не ограниченные этим, агенты модификации поверхности, агенты, модифицирующие дзета-потенциал, агенты, снижающие трение, проплаты, утяжеляющие присадки, загустители, саморазлагающиеся полимерные частицы, частицы гидратируемых гелей, уплотняющие агенты, агенты, повышающие клейкость, кислоты и их комбинации.

Таким образом, настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения результатов и преимуществ, описанных выше, а также тех, которые ему присущи имманентно. Конкретные варианты осуществления, раскрытые выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники с учетом изложенных здесь принципов. Кроме того, не предполагается, что описанные детали способов или конструкций имеют ограничения, кроме тех, которые описаны в приведенной ниже формуле изобретения. Поэтому очевидно, что конкретные иллюстративные варианты осуществления, раскрытые выше, могут быть изменены, объединены или модифицированы, и все такие изменения находятся в пределах объема настоящего изобретения. Хотя при описании композиций и способов используются термины "содержащий" или "включающий" различные компоненты или стадии, композиции и способы могут также «состоять по существу из» или состоять из различных компонентов и стадий. Все численные значения и диапазоны, описанные выше, могут варьироваться в некоторой степени. Всякий раз, когда описан численный диапазон, имеющий нижний предел и верхний предел, любое число и любой диапазон, попадающий в указанный диапазон, является специально раскрытым. В частности, каждый диапазон значений (в виде «от примерно a до примерно b» или, что эквивалентно, «приблизительно от a до b», или, что эквивалентно, «приблизительно a-b»), описанный в настоящем документе, следует понимать как включающий каждое число и диапазон, входящий в широкий диапазон значений. Кроме того, термины в формуле изобретения имеют свой понятный, обычный смысл, если иное явно и четко не определено заявителем. Кроме того, неопределенные артикли "a" или "an", используемые в формуле изобретения, обозначают один или более одного элемента, перед которыми он стоит. Если возникает какой-либо конфликт при использовании слова или термина в данном описании и в одном или нескольких патентах или других документах, которые могут быть включены в данное описание посредством ссылки, следует принять определения, которые согласуются с данным описанием.