Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБЫ И СОСТАВЫ ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ ЗАГУЩЕННЫХ ЖИДКОСТЕЙ

Предпосылки изобретения

Область техники

Настоящее изобретение относится к способам и составам для обработки подземных формаций и, в частности, к способам и составам для разрушения загущенных жидкостей, используемых при обработке подземных формаций.

Описание предшествующего уровня техники

Является общей практикой обрабатывать подземные формации для увеличения проницаемости или проводимости таких формаций при помощи процедур, идентифицируемых обычно как разрывающие процессы. Например, является обычной практикой гидравлически разрывать скважину для того, чтобы произвести одну или более трещин или «разрывов» в окружающей формации путем механического разрушения формации. Разрыв может быть выполнен в скважинах, которые завершены в подземных формациях для практически любых целей. Обычными кандидатами на разрыв или другие стимулирующие процедуры являются эксплуатационные скважины, завершенные в нефтяных и/или газовых формациях. Однако сбросовые скважины и нагнетательные скважины, используемые во вторичных или третичных операциях добычи, например, для нагнетания воды или газа, также могут быть подвергнуты разрыву с целью облегчения нагнетания жидкостей в подобные подземные формации.

Гидроразрыв выполняется путем нагнетания жидкости для гидроразрыва в скважину и приложения достаточного давления к разрывающей жидкости, чтобы вызвать разрушение формации с сопутствующим получением одной или более трещин. Обычно гель, эмульсия или пена, содержащие расклинивающий наполнитель, такой как песок или другой материал в виде части, суспендированный в них, вводятся в трещины. Расклинивающий наполнитель осаждается в трещинах и держит трещины открытыми после того, как давление снято и разрывающая жидкость вытекает обратно на поверхность.

Разрывающая жидкость (жидкость для гидроразрыва) имеет достаточно высокую вязкость, чтобы удерживать расклинивающий наполнитель в суспензии или, по меньшей мере, снизить тенденцию расклинивающего наполнителя к выпадению из разрывающей жидкости во время того, как разрывающая жидкость течет по созданной трещине. Обычно загуститель, такой как полисахаридный загуститель, используется для превращения в гель разрывающей жидкости для обеспечения высокой вязкости, необходимой для получения максимальной выгоды от разрывающего процесса.

После того как разрывающая жидкость высокой вязкости была закачана в формацию и произошел разрыв формации, желательно удалить жидкость из формации, чтобы позволить добычу углеводородов из новых трещин. Обычно удаление разрывающей жидкости высокой вязкости выполняется путем «разрушения» геля или, другими словами, путем превращения разрывающей жидкости в жидкость низкой вязкости. Разрушение загущенной разрывающей жидкости обычно выполняется путем добавления «разрушителя», т.е. агента, понижающего вязкость, в жидкость для гидроразрыва перед ее закачкой в подземную формацию.

Окисляющие разрушители, такие как пероксиды, персульфаты, пербораты, галогенводородные оксикислоты, галогенводородные оксианионы, используются для разрушения водных разрывающих (для гидроразрыва) или обрабатывающих жидкостей при температуре выше 250°F путем окислительной деполимеризации основной цепи полимера. Однако в некоторых температурных режимах эти окисляющие агенты могут быть в целом неэффективными для разрушения вязкости в пределах приемлемого периода времени. Например, при использовании хлористой кислоты в качестве окисляющего разрушителя при температуре ниже примерно 250°F требуется активатор для разрушения полимера за приемлемое время. Ион меди, хелатированный этилендиаминтетрауксусной кислотой (EDTA), может обеспечить требуемую активацию, однако в будущем использование ионов переходных металлов, особенно в океанических буровых установках, может стать менее приемлемым с точки зрения охраны окружающей среды.

Таким образом, желательно обеспечить безвредные по отношению к окружающей среде активаторы, которые позволят эффективно применять хлористую кислоту и другие окисляющие разрушители для обеспечения управляемых разрушений загущенных флюидов (жидкостей) при температуре ниже примерно 250°F.

Описание изобретения

Настоящее изобретение предлагает способы использования водных обрабатывающих и разрывающих жидкостей (жидкостей для гидроразрыва) при обработке подземных формаций и составы водных обрабатывающих и разрывающих жидкостей, которые удовлетворяют описанным выше потребностям и преодолевают недостатки предшествующего уровня техники. Способы обработки подземных формаций включают следующие этапы. Получают состав водной обрабатывающей жидкости, содержащий полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающий сахар, и воду. Водные обрабатывающие жидкости нагнетаются в ствол скважины для обработки подземной формации.

Способы формирования одной или более трещин в подземной формации, пройденной стволом скважины, включают следующие этапы. Получают состав водной разрывающей жидкости, содержащий полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающий сахар, и воду. Разрывающая жидкость вводится в подземную зону через ствол скважины при условиях, эффективных для создания там, по меньшей мере, одной трещины.

Составы водных обрабатывающих жидкостей данного изобретения для использования при обработке и разрыве подземной формации, по существу, содержат следующее: полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающие сахара, и воду.

Объекты, отличительные признаки и преимущества настоящего изобретения будут очевидными для специалистов в данной области техники после прочтения последующего описания предпочтительных вариантов осуществления.

Описание предпочтительных вариантов осуществления

Предпочтительные способы настоящего изобретения для обработки подземных формаций, по существу, включают следующие этапы. Получают состав водной обрабатывающей жидкости, содержащей полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающий сахар, и воду. Водная обрабатывающая жидкость нагнетается в ствол скважины для обработки подземной формации.

Загуститель, используемый в настоящем изобретении, включает в себя натуральные, модифицированные и дериватизированные полисахариды, способные растворяться, диспергировать или набухать в водной жидкости для добавления жидкости вязкости. Подходящие загустители включают в себя, но не ограничены ими, гуар, гидроксипропилгуар, карбоксиметилгуар, карбоксиметилгидроксипропилгуар, ксантан, целлюлозу, гидроксиэтилцеллюлозу и карбоксиметилцеллюлозу.

Химический состав и материалы, используемые при получении загущенных полисахаридных обрабатывающих жидкостей, типа тех, что описаны выше, хорошо известны специалистам в данной области техники. Обычно количество загустителя, используемого в водной обрабатывающей жидкости, зависит от желаемой вязкости. Загуститель предпочтительно присутствует в водной обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1% до примерно 2% по массе, более предпочтительно от примерно 0,18% до примерно 0,95%.

Водная обрабатывающая жидкость может включать в себя химикаты для дополнительного улучшения вязкости путем сшивки загустителя. Примеры таких сшивающих химикатов включают в себя бораты, цирконий, титан, алюминий, кальций, магний и любой из ионов переходных металлов и органические сшивающие агенты, подобные глутаральдегиду, которые способны создавать сшитые структуры с используемым конкретным загустителем, и известны специалистам в данной области.

Водная обрабатывающая жидкость часто включает в себя соли, такие как алкиламмониевые хлориды, хлорид натрия, хлорид калия и другие агенты, известные специалистам в данной области техники, для минимизации набухания глин и рисков повреждения подземной формации. Водная обрабатывающая жидкость также может включать в себя любые другие обычные добавки, такие как pH-регуляторы, бактерициды, антикоагулянты глин, поверхностно-активные вещества и тому подобное, которые не вступают в неблагоприятные реакции с другими компонентами по изобретению.

Разрушитель, используемый в водной обрабатывающей жидкости данного изобретения, является окисляющим разрушителем, включающим в себя, но не ограничен ими, пероксиды, персульфаты, пербораты, галогенводородные оксикислоты и галогенводородные оксианионы. Оксикислотами и оксианионами хлора являются, например, гипохлористая кислота и гипохлориты, хлористая кислота и хлориты, хлорноватая кислота и хлораты, перхлорная кислота и перхлораты. Окисляющим разрушителем предпочтительно является хлористая кислота или гипохлористая кислота. Хлористая кислота коммерчески доступна от компании Halliburton of Duncan, OK, под торговой маркой VICON™.

Разрушитель уменьшает или «разрушает» вязкость загущенных растворов. Количество используемого разрушителя зависит от таких факторов, как требуемое время нагнетания, загуститель и его концентрации, температуры формации и других факторов. Разрушитель предпочтительно присутствует в водной обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,005% до примерно 0,25% по массе. Более предпочтительно, чтобы добиться разрушения вязкости жидкости в течение от примерно 1 до примерно 24 часов, концентрация разрушителя находится в интервале от примерно 0,01% до примерно 0,2%.

Ниже примерно 250°F окисляющие разрушители часто требуют активации для действия в течение приемлемого времени. Было открыто, что восстанавливающие сахара могут активировать окисляющие разрушители. Термин «восстанавливающий(е) сахар(а)», использующийся в настоящем изобретении, определен как включающий в себя моносахаридные восстанавливающие сахара, дисахаридные восстанавливающие сахара, трисахаридные восстанавливающие сахара, тетрасахаридные восстанавливающие сахара, пентасахаридные восстанавливающие сахара, гексасахаридные восстанавливающие сахара, а также полисахариды с более чем шестью повторяющимися звеньями и имеющие восстанавливающий сахар в качестве концевых групп. Восстанавливающий сахар является предпочтительно моносахаридом, дисахаридом или трисахаридом. Конкретные примеры подходящих восстанавливающих сахаров - активаторов разрушителей включают в себя, но не ограничены ими, фруктозу, галактозу, глюкозу, маннозу, аллозу, альтрозу, идозу, талозу, гулозу, лактозу, сорбозу, мальтозу, палатинозу, туранозу и мальтотриозу. Более предпочтительно восстанавливающий сахар является фруктозой, галактозой, мальтозой или лактозой и наиболее предпочтительно фруктозой или галактозой. Фруктоза, например, коммерчески доступна от компании Aldrich, St. Louis, MO.

Количество используемого восстанавливающего сахара определяется количеством, требуемым для активации окисляющего разрушителя. Что касается разрушителя, требуемое количество восстанавливающего сахара зависит от таких факторов, как требуемое время нагнетания, загуститель и его концентрация, температура формации и других факторов. Восстанавливающий сахар предпочтительно присутствует в водной обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1% до примерно 100% по массе от окисляющего разрушителя, более предпочтительно от примерно 0,5% до примерно 50%.

Реакция разрушения вязкости может быть дополнительно кинетически усилена при температурах настолько низких, как примерно 140°F, путем добавления обычных активаторов к активатору разрушителя на основе восстанавливающего сахара и окисляющему разрушителю. Такие обычные активаторы включают в себя, но не ограничены ими, ион меди, хелатированный этилендиаминтетрауксусной кислотой (EDTA), аминокарбоксилаты, диамины и подобные соединения, хорошо известные специалистам в данной области техники.

В случае использования обычный активатор предпочтительно присутствует в составе обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,01% до примерно 1% по массе, более предпочтительно от примерно 0,25% до примерно 0,4%.

Реакция разрушения вязкости может быть дополнительно кинетически усилена путем добавления солей железа, предпочтительно хлорида железа(II) или хлорида железа(III), к активатору разрушителя на основе восстанавливающего сахара и окисляющему разрушителю. Было открыто, что соли железа катализируют реакцию разрушения вязкости. Катализаторы на основе соли железа являются эффективными при температуре такой низкой, как примерно 140°F, и могут быть добавлены в сочетании с обычными активаторами или сами по себе. При использовании катализатор на основе соли железа предпочтительно присутствует в составе обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,1 м.д. до примерно 100 м.д.

Используемая вода для составов водной обрабатывающей жидкости по изобретению может быть пресной водой или соленой водой в зависимости от требуемой конкретной плотности состава. Термин «соленая вода» используется здесь для обозначения ненасыщенной соленой воды или насыщенной соленой воды, включая рассолы и морскую воду. Обычно вода присутствует в составе обрабатывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 80% до примерно 99,5% по массе, более предпочтительно от 90% до 99%.

Данное изобретение также предлагает улучшенный способ формирования одной или более трещин в подземной формации, пройденной стволом скважины. Улучшенный способ включают следующие этапы. Получают состав водной разрывающей жидкости, содержащий полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающий сахар, и воду. Разрывающая жидкость имеет вязкость, подходящую для разрыва формации в соответствии со способами разрыва, известными специалистам в данной области техники.

Разрывающая жидкость вводится в подземную зону через ствол скважины при условиях, эффективных для создания там, по меньшей мере, одной трещины.

Расклинивающий наполнитель предпочтительно смешивается с разрывающей жидкостью до инициирования процесса разрыва. Когда вязкость разрывающей жидкости уменьшилась («разрушилась») достаточно, материал расклинивающего наполнителя осаждается в одной или более образованных трещинах. Материал расклинивающего наполнителя продолжает удерживать трещину(ы) открытой(ми), пока разрывающая жидкость доставляется наряду с жидкостями формации обратно на поверхность. Расклинивающие наполнители предпочтительно присутствуют в составе разрывающей жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,5 фунтов на галлон разрывающей жидкости до примерно 25 фунтов на галлон, и более предпочтительно от примерно 1 фунта на галлон до примерно 15 фунтов на галлон.

Составы водной обрабатывающей жидкости по изобретению содержат полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающий сахар, и воду. Специалисты в данной области техники должны понимать, что различные обычные добавки могут быть включены в состав водной обрабатывающей жидкости, такие как pH-регуляторы, бактерициды, антикоагулянты глин, поверхностно-активные вещества и тому подобное, которые не вступают в неблагоприятные реакции с другими компонентами по изобретению.

Предпочтительный способ данного изобретения для обработки подземной формации включает следующие этапы: (a) получения состава водной обрабатывающей жидкости, содержащего полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающий сахар, и воду; и (b) нагнетание водной обрабатывающей жидкости в ствол скважины для обработки подземной формации.

Состав водной обрабатывающей жидкости по изобретению для использования при обработке подземных формаций, пройденных стволом скважины, содержит полисахаридный загуститель, окисляющий разрушитель, активатор разрушителя, содержащий восстанавливающий сахар, и воду.

Для дополнительной иллюстрации способов и составов по изобретению приведены следующие примеры.

Пример 1

Следующий набор экспериментов иллюстрирует использование восстанавливающих сахаров в качестве активаторов разрушителей для жидкостей на основе гуара при температуре 190°F с использованием хлористой кислоты в качестве разрушителя. Приведенная ниже таблица 1 содержит список измерений вязкости для одной жидкости на основе вязкого гуара с хлористой кислотой, и с хлористой кислотой, активированной каждым из восстанавливающих сахаров: галактозой, лактозой и фруктозой. Хлористая кислота была добавлена при дозировке 5 галлонов на 1000 галлонов гуар-загущенного обрабатывающего раствора, и вязкость измерялась во времени. Использовалась хлористая кислота VICON™ от Halliburton Energy Services, Inc. of Duncan, OK. Значения вязкости для каждой пробы приведены в таблице 1, и составы проб приведены после таблицы. Как можно видеть, хлористая кислота эффективно активируется каждым из восстанавливающих сахаров.

Тестовая обрабатывающая жидкость, используемая в таблице 1, также содержала следующие химикаты, коммерчески доступные от компании Halliburton Energy Services, Inc. of Duncan, ОК: 25 фунтов на 1000 галлонов гуаровой смолы марки WG-19™; 2,5 галлона на 1000 галлонов борной кислоты марки BC-140™; 0,1 галлон на 1000 галлонов уксусной кислоты марки BA-20™; и 2,0 галлона на 1000 галлонов алкоксилированного нонилфенола марки LoSurf-300™. Измерения вязкости были выполнены при 190°F и 95 об/мин (скорость сдвига 81 сек^-1) на вискозиметре Nordman Instruments 5004 Series, Model 50 с насадкой B5X.

Пример 2

Второй набор экспериментов, подобный описанному в примере 1, был проведен при температуре в 160°F. При этой температуре хлористая кислота требует активации для действия в течение приемлемого времени. Результаты измерений вязкости приведены в таблице 2, и составы проб приведены после таблицы. Значения вязкости, представленные в таблице 2, иллюстрируют способность восстанавливающих сахаров активировать разрушитель хлористую кислоту даже при такой низкой температуре. Тест VI включал в себя диэтилентриамин (CAT-4™, коммерчески доступный от Halliburton of Duncan, OK) в качестве обычного катализатора, демонстрирующего совместимость с сахаром.

Тестовая обрабатывающая жидкость, используемая в таблице 2, также содержала следующие химикаты: 25 фунтов на 1000 галлонов гуаровой смолы марки WG-19™; 2,5 галлона на 1000 галлонов борной кислоты марки BC-140™; 0,1 галлон на 1000 галлонов уксусной кислоты марки BA-20™; и 2,0 галлона на 1000 галлонов алкоксилированного нонилфенола марки LoSurf-300™. Измерения вязкости были выполнены при 190°F и 95 об/мин (скорость сдвига 81 сек^-1) на вискозиметре Nordman Instruments 5004 Series, Model 50 с насадкой B5X.

Пример 3

Следующий эксперимент иллюстрирует использование восстанавливающего сахара галактозы вместе с катализатором - хлоридом железа в качестве активатора разрушителя для жидкости на основе гуара при температуре примерно 140°F. Хлористая кислота была добавлена при дозировке 5 галлонов на 1000 галлонов гуар-загущенного обрабатывающего раствора, и вязкость измерялась во времени. Использовалась хлористая кислота VICON™ от Halliburton Energy Services, Inc. Duncan, OK. Значения вязкости для каждой пробы приведены в таблице 3, и составы проб приведены после таблицы. Проба I в таблице 3 показывает, что при температуре примерно 140°F хлористая кислота сама по себе не является эффективным разрушителем. Точно так же, сочетание хлористой кислоты с хлоридом железа(II), хлоридом железа(II) с галактозой и хлористой кислоты с галактозой дают незначительное разрушение вязкости. Однако, как ясно продемонстрировано пробами V-VII, хлорид железа катализирует реакцию хлористой кислоты и восстанавливающего сахара до быстрого разрушения загущенной жидкости.

Тестовая обрабатывающая жидкость, используемая в таблице 3, также содержала следующие химикаты, коммерчески доступные от компании Halliburton Energy Services, Inc. of Duncan, OK: 25 фунтов на 1000 галлонов гуаровой смолы марки WG-19™; 7,0% KCl; 3,0 галлона на 1000 галлонов борной кислоты марки BC-140™; 0,05 галлона на 1000 галлонов уксусной кислоты марки BA-20™; и 2,0 галлона на 1000 галлонов алкоксилированного нонилфенола марки LOSURF-300™. Измерения вязкости были выполнены при 160°F и 95 об/мин (скорость сдвига 81 сек^-1) на вискозиметре Nordman Instruments 5004 Series, Model 50 с насадкой B5X.