ЗАГУЩЕННЫЕ ВЯЗКОУПРУГИЕ ТЕКУЧИЕ СРЕДЫ И ИХ ПРИМЕНЕНИЯ
THICKENED VISCOELASTIC FLUID MEDIA AND THEIR APPLICATION

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится, в общем, к загущенным вязкоупругим композициям и к их применениям. Гели согласно настоящему изобретению загущают гелеобразующим веществом, которое содержит эрукамидопропилгидроксипропилсульфобетаин.
Уровень техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится, в общем, к загущенным вязкоупругим композициям, загущенным кислым гелям и к применениям таких загущенных гелей. Например, кислые загущенные растворы могут оказаться полезными для применения в очищающих композициях, таких как очищающие средства для твердых поверхностей, очищающие средства для унитазов, промышленные очищающие средства и т.п., а также для применения на нефтяных месторождениях, например, для интенсификации притока в скважину. Эти и другие применения являются очевидными для специалиста в данной области техники.
Композиции согласно настоящему изобретению являются особенно полезными для применения на нефтяных месторождениях. Углеводороды добывают бурением скважины, которая пронизывает подземный содержащий углеводороды пласт, создавая частичный проток для достижения нефтью поверхности. Чтобы нефть проходила из пласта в ствол скважины, должен существовать проток из пласта в ствол скважины. Данный проток проходит через пластовую породу и содержит поры достаточного размера и числа, чтобы обеспечивать движение потока нефти через пласт.
Обычную причину уменьшения добычи нефти представляет собой разрушение пласта, которое закупоривает поры в породе и задерживает поток нефти в ствол скважины и, в конечном счете, на поверхность. Это разрушение, как правило, возникает в результате преднамеренного введения другой текучей среды в ствол скважины. Даже после бурения в области пласта вблизи ствола скважины остается некоторое количество буровой текучей среды, которая может дегидратироваться и образовывать покрытие на стволе скважины. Естественный эффект этого покрытия заключается в том, что уменьшается проникновение нефти, движущейся из пласта в направлении ствола скважины.
Еще одна причина уменьшения добычи нефти возникает, когда поры пласта имеют настолько малые размеры, что нефть может двигаться по направлению к стволу скважины только очень медленно. В обоих случаях оказывается желательным повышение низкой проницаемости пласта.
Интенсификация притока в скважину означает разнообразные технологии, используемые для повышения проницаемости содержащего углеводороды пласта. Как правило, используют три общие технологии, повышающие приток в скважину. Первая технология включает введение в ствол скважины химических реагентов, которые реагируют с ухудшающими проницаемость материалами, такими как покрывающие ствол скважины материалы, и растворяют их. Для второй технологии требуется введение химических реагентов через ствол скважины и в пласт, чтобы они реагировали и растворяли пласт в небольшой степени, и в результате этого образуются альтернативные протоки для движения углеводородов в ствол скважины. Эти альтернативные протоки изменяют направление нефти, которая обходит имеющие низкую проницаемость или разрушенные области пласта. Третья технология, которую часто называют термином «гидравлический разрыв», включает введение химических реагентов в пласт при давлениях, достаточных для фактического разрыва пласта, и в результате этого образуется большой проточный канал, через который углеводороды могут легко двигаться из пласта и в ствол скважины.
Загущенные вязкоупругие текучие среды согласно настоящей заявке также находят применение в гидравлическом разрыве, в заполнении скважинного фильтра гравием и в других технологиях интенсификации притока в скважину, которые известны обычному специалисту в данной области техники. Кроме того, кислые загущенные текучие среды согласно настоящему изобретению могут оказаться полезными для применения в разнообразных бытовых и промышленных очищающих средствах, включая, но не ограничиваясь этим, моющие композиции, очищающие средства для унитазов, очищающие средства для твердых поверхностей, расщепляющие жир композиции и т.п.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение относится, в общем, к вязкоупругим текучим средам, загущенным кислым композициям и т.п., а также к способам использования указанных желатинизированных композиций. Загущенные композиции согласно настоящему изобретению могут оказаться полезными для применения в способах интенсификации нефтедобычи и/или модификации проницаемости подземных пластов, в текучих средах для бурения скважин, текучих средах для заканчивания скважин, текучих средах для ремонта скважин, текучих средах для кислотной обработки, гидравлического разрыва, заполнения скважинного фильтра гравием и т.п. Кроме того, кислые загущенные композиции согласно настоящему изобретению можно также использовать в очищающих композициях, покрытиях на водной основе, моющих композициях, композициях для личной гигиены, асфальтовых композициях на водной основе и т.п.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение относится, в общем, к вязкоупругим композициям или текучим средам, а также к способам использования указанных текучих сред/композиций. Загущенные композиции согласно настоящему изобретению могут оказаться полезными для применения в способах интенсификации нефтедобычи и/или модификации проницаемость подземных пластов, в текучих средах для бурения скважин, текучих средах для заканчивания скважин, текучих средах для ремонта скважин, текучих средах для кислотной обработки, заполнения скважинного фильтра гравием, гидравлического разрыва и т.п. Кроме того, загущенные композиции согласно настоящему изобретению можно также использовать в очищающих композиции, покрытиях на водной основе, моющих композициях, композициях для личной гигиены, асфальтовых композициях на водной основе и т.п.
Вязкоупругость представляет собой желательное реологическое свойство текучих сред для бурения скважин, текучих сред для ремонта скважин или текучих сред для заканчивания скважин, а также интенсифицирующих добычу текучих сред, и это свойство могут обеспечивать модифицирующие текучую среду вещества, такие как полимерные вещества и поверхностно-активные гелеобразующие вещества. Вязкоупругие текучие среды представляют собой среды, которые одновременно проявляют упругое поведение и вязкое поведение. Упругость определяется как мгновенное растяжение (деформированное состояние) материала в ответ на приложенное механическое напряжение. Как только напряжение исчезает, материал возвращается свое недеформированное равновесное состояние. Этот тип поведения характеризует твердые материалы. С другой стороны, вязкое поведение определяется как постоянная деформация, возникающая в результате приложенного механического напряжения. Через некоторое время степень растяжения (степень сдвига или, в общем случае, степень деформации) становится постоянной. После того, как напряжение исчезает, материал не возвращается в свое исходное недеформированное состояние. Такой тип поведения характеризует жидкости. Вязкоупругая текучая среды может вести себя как вязкая текучая среда или как упругое твердое вещество, или как их сочетание, в зависимости от механического напряжения, приложенного к системе, и периода времени наблюдения. Вязкоупругие текучие среды проявляют упругую реакцию немедленно после приложения напряжения. После начальной упругой реакции происходит релаксация деформации, и текучая среда начинает течение вязким образом. Считается, что упругое поведение текучих сред в значительной степени способствует переносу твердых частиц.
Вязкость вязкоупругой текучей среды может также изменяться в зависимости от приложенного напряжения или степени деформации. В случае сдвиговой деформации весьма обычная ситуация заключается в том, что вязкость текучей среды снижается при увеличении скорости сдвига или напряжения сдвига. Такое поведение обычно называется термином «разжижение при сдвиге». Вязкоупругость текучих сред, которую вызывают поверхностно-активные вещества, может проявляться как поведение разжижения при сдвиге. Например, когда такая текучая среда проходит через насос или находится вблизи вращающейся буровой коронки, текучая среда оказывается в среде с высокой скоростью сдвига, вязкость является низкой, и в результате этого возникает низкое давления трения, экономится энергия на перекачивание. Когда напряжение сдвига уменьшается, текучая среда возвращается в состояние повышенной вязкости. Это объясняется тем, что вязкоупругое поведение вызывают скопления поверхностно-активных веществ в текучей среде. Эти скопления влияют на состояние текучей среды, причем образуются скопления различной формы при различных напряжениях сдвига. Таким образом, можно получить текучую среду, которая ведет себя как высоковязкая текучая среда при низких скоростях сдвига, и как низковязкая текучая среда при повышенных скоростях сдвига. Высокие значения вязкости при низкой скорости сдвига являются подходящими для переноса твердых частиц.
Упругий компонент вязкоупругой текучей среды может также проявляться в значении напряжения пластического течения. Это позволяет вязкоупругой текучей среде суспендировать нерастворимый материал, например, песок или обломки выбуренной породы в течение более продолжительного периода времени, чем в случае вязкой текучей среды, имеющей такую же кажущуюся вязкость. Напряжение пластического течения, которое является чрезмерно высоким, не является благоприятным для бурения, поскольку это может сделать весьма затруднительным повторное включение буровой коронки и вызывает состояние, называемое термином «прихват трубы».
Еще одну функцию вязкоупругих текучих сред в применении для бурения нефтяных скважин представляет собой модификацию проницаемости. Вторичная добыча нефти из пластов включает дополнение искусственными средствами природной энергии, которой обладает пласт, для добычи нефти. Например, когда нефть находится в пористой породе, ее часто добывают путем введения под давлением текучей среды, такой как солевой раствор, через одну или несколько буровых скважин (нагнетательных скважин) в нефтеносный пласт, чтобы продвигать нефть в ствол скважины, из которого нефть можно добывать. Однако порода часто содержит области с высокой и низкой проницаемостью. Вводимый солевой раствор может находить свой путь через области с высокой проницаемостью, оставляя неизвлеченную нефть в областях с низкой проницаемостью.
Водная вязкоупругая текучая среда согласно настоящему изобретению содержит, по меньшей мере, одно гелеобразующее вещество и/или вязкоупругое поверхностно-активное вещество, имеющее общую формулу:
,
1
1
1
2
3
4
в которой R представляет собой насыщенную или ненасыщенную углеводородную группу, содержащую от приблизительно 17 до приблизительно 29 атомов углерода; согласно еще одному варианту осуществления, от приблизительно 18 до приблизительно 21 атомов углерода. Согласно одному варианту осуществления, R представляет собой алифатическую углеводородную группу, происходящую из природных жиров или масел и имеющую йодное число, составляющее от приблизительно 1 до приблизительно 140; согласно еще одному варианту осуществления, от приблизительно 30 до приблизительно 90; и согласно еще одному варианту осуществления, от приблизительно 40 до приблизительно 70. Группа R может быть ограничена группами с одинаковой длиной цепи, или это может быть смесь групп с различной длиной цепи, таких как группы, происходящие из природных жиров или масел или нефтепродуктов. Примеры представляют собой алкильные группы животного жира, алкильные группы отвержденного (гидрированного) животного жира, алкильные группы рапсового масла, алкильные группы отвержденного рапсового масла, алкильные группы таллового масла, алкильные группы отвержденного таллового масла, алкильные группы кокосового масла, олеильная группа, эруцильная группа или алкильные группы соевого масла. Группы R и R независимо друг от друга выбирают из имеющих линейную или разветвленную цепь алкильных или гидроксиалкильных групп, содержащих от 1 до приблизительно 6 атомов углерода; согласно еще одному варианту осуществления, от 1 до 4 атомов углерода; и, согласно еще одному варианту осуществления, от 1 до 3 атомов углерода. Группу R выбирают из H, OH, алкильных или гидроксиалкильных групп, содержащих от 1 до приблизительно 4 атомов углерода; согласно еще одному варианту осуществления, из этильной, гидроксиэтильной, гидроксильной или метильной группы. Что касается остальных заместителей, k представляет собой целое число, составляющее от 2 до 20; согласно еще одному варианту осуществления, от 2 до 12; и, согласно еще одному варианту осуществления, от 2 до 6; и, согласно еще одному варианту осуществления, от 2- до 4; m представляет собой целое число, составляющее от 1 до 20; согласно еще одному варианту осуществления, от 1 до 12; и, согласно еще одному варианту осуществления, от 1 до 6; и, согласно еще одному варианту осуществления, от 1 до 3; и n представляет собой целое число, составляющее от 0 до 20; согласно еще одному варианту осуществления, от 0 до 12; и, согласно еще одному варианту осуществления, от 0 до 6; и, согласно еще одному варианту осуществления, 0 или 1.
Гелеобразующие вещества, представленные и описанные в настоящем документе, представляют собой поверхностно-активные вещества, которые можно добавлять единовременно, или их можно использовать в качестве первичного компонент в водных загущенных композициях согласно настоящему изобретению. Примеры гелеобразующих веществ, предусмотренных согласно настоящему изобретению, включают, но не ограничиваются этим, вещества, выбранные из группы, которую составляют эрукамидопропилгидроксипропилсульфобетаин, эрукамидопропилгидроксиэтилсульфобетаин, эрукамидопропилгидроксиметилсульфобетаин, их смеси и т.п. Эрукамидопропилгидроксипропилсульфобетаин, также известный как эрукамидогидроксисультаин, представляет собой пример гелеобразующего вещества, которое является пригодным для использования в вязкоупругой текучей среде согласно настоящему изобретению.
В примерном способе изготовления гелеобразующие вещества в соответствии с настоящим изобретением эрукамидопропилгидроксипропилсульфобетаин, т.е. N-(3-диметиламинопропил)эрукамид, реагирует с 3-хлор-2-гидрокси-1-пропансульфонатом натрия (продукт CHOPSNA компании HOPAX), где присутствуют этанол SCA 40B (сорастворитель 1), деионизированная вода (сорастворитель 2), пропиленгликоль (сорастворитель 3) и NaOH в атмосфере азота. Реакционную смесь нагревают до 112°C-115°C при перемешивании до тех пор, пока содержание свободного амина и соли амина не становится ниже 1%. Добавление NaOH осуществляют, если содержание соли амина превышает 1%. После подтверждения того, что содержание свободного амина и соль амина соответствует данному условию, реакционную смесь охлаждают до 65°C, и давление снижают. Затем воду добавляют в реакционную смесь для растворения всех солей. Конечный интервал концентрации воды составляет, как правило, приблизительно от 15 до 25% и, согласно еще одному варианту осуществления, от 15 до 17,5%.
Для оптимальных эксплуатационных показателей используют несколько растворителей в изготовлении и применении композиции согласно настоящему изобретению. Первый растворитель представляет собой двухатомный или многоатомный спирт, который может быть олигомерным или полимерным. Примеры включают, но не ограничиваются этим, этиленгликоль, бутиленгликоль, диэтиленгликоль, полипропиленгликоль, полиэтиленгликоль, глицерин, пропиленгликоль, тетраметиленгликоль, тетраметилэтиленгликоль, триметиленгликоль и т.п. Пропиленгликоль (т.е. 1,2-пропандиол) представляет собой предпочтительный гликоль.
Также используют второй сорастворитель, например, спирт. Спирты, пригодные для использования согласно настоящему изобретению в качестве сорастворителя, представляют собой, как правило, одноатомные спирты, и это могут быть алканолы или спиртовые алкоксилаты. Неограничительные примеры представляют собой метанол, этанол и бутанол. Согласно одному варианту осуществления, этанол представляет собой пример спирта, пригодного для использования согласно настоящему изобретению.
Вода представляет собой третий растворитель.
Относительные количества и порядок добавления сорастворителей важны, чтобы предотвращать образование геля реакционной смеси, растворять соли для процесса без фильтрации, предотвращать образование небольшого количества верхней этанольной фазы продукта и сокращать до минимума температуру плавления продукта. В данном отношении, как правило, гликоль, например, пропиленгликоль заблаговременно добавляют, чтобы предотвратить возможное образование геля реакционной смеси. Количество добавляемого пропиленгликоля, как правило, находится в интервале от приблизительно 10 мас.% до приблизительно 16 мас.%; согласно еще одному варианту осуществления, от приблизительно 12 мас.% до приблизительно 15 мас.%; и, согласно еще одному варианту осуществления, составляет 13 мас.% или 14 мас.%.
Второй сорастворитель, например, этанол, добавляют в количестве, составляющем от приблизительно 16 мас.% до приблизительно 22 мас.%; согласно еще одному варианту осуществления, от приблизительно 17 мас.% до приблизительно 21 мас.%; и, согласно еще одному варианту осуществления, 18 мас.%, 19 мас.% или 20 мас.%.
Суммарное массовое процентное содержание этанола и пропиленгликоля составляет от приблизительно 25 мас.% до приблизительно 40 мас.%; согласно еще одному варианту осуществления, от приблизительно 30-35 мас.%; и, согласно еще одному варианту осуществления, 31 мас.%, 32мас.%, 33 мас.% или 34 мас.%. Массовое соотношение этанола и пропиленгликоля может составлять приблизительно от 1,0 до 2,2 во избежание образования геля реакционной смеси и образования верхней этанольной жидкой фазы. Суммарное количество этанола и пропиленгликоля сохраняется постоянным по отношению к используемому количеству N-(3-диметиламинопропил)эрукамида. Температура плавления конечного продукта составляет приблизительно 20°C, если пропиленгликоль удаляется из раствора, но уменьшается до приблизительно 12°C при добавлении пропиленгликоля.
Конечный концентрация третьего растворителя, т.е. воды, как правило, находится в интервале, составляющем приблизительно от 15 до 25%; согласно еще одному варианту осуществления, от 15 до 17,5%. Согласно одному варианту осуществления, используют минимальное содержание воды в конечном растворе реакционной смеси, составляющее приблизительно 15%, чтобы обеспечивать растворение всех солей (хлорид натрия как побочный продукт и избыток CHOPSNa). Кроме того, чрезмерно низкое содержание этанола в реакционной смеси по отношению к воде может привести к образованию геля реакционной смеси. Номинальное массовое соотношение этанола и воды, как правило, составляет приблизительно от 1,0 до 1,175 во избежание возможной ситуации образования геля.
Вязкоупругая текучая среда согласно настоящему изобретению не претерпевает разделения фаз в течение продолжительных периодов времени и проявляет высокую термическую устойчивость.
Согласно одному варианту осуществления, настоящее изобретение относится к водной вязкоупругой текучей среде, которую можно использовать в качестве текучей среды для гидравлического разрыва, и к способу гидравлического разрыва подземного пласта. Такие текучие среды образуют каналы или трещины в нефтеносных зонах пласта, повышая при этом добычу нефти за счет обеспечения имеющего высокую проницаемость протока из пластовой породы в ствол скважины. Как правило, в зонах с низкой проницаемостью текучие среды для гидравлического разрыва нагнетают при давлениях, превышающих вес перекрывающей пластовой породы, и в результате этого образуются трещины и разломы в пластовой породе. Расклинивающие наполнители (например, зернистые материалы) добавляют в текучую среду, чтобы предотвращать закрытие создаваемых трещин после окончания перекачивания текучей среды путем расклинивания образовавшихся открытых трещин и разломов. Гелеобразующие вещества добавляют в текучую среду, чтобы переносить такие расклинивающие наполнители и сокращать утечку текучей среды. В зонах с повышенной проницаемостью можно использовать различные способы, но часто используют загустители для текучей среды.
Вязкоупругие композиции, описанные в настоящем документе, обеспечивают ряд преимуществ по сравнению с полимерами (например, полисахаридами), которые в настоящее время используют в качестве гелеобразующих веществ для скважинных текучих сред. Например, когда гелеобразующие вещества, описанные в настоящем документе, используют для скважинной текучей среды, они образуют меньше осадков на пласте, которые приводят к разрушению пласта в течение и после процесса обработки скважины. Кроме того, упрощается изготовление желатинизированной текучей среды по сравнению с полимерами, которые, как правило, необходимо гидратировать, и может быть предусмотрено разложение желатинизированной текучей среды под действием температуры пласта или других факторов, таких как окислители или кислоты. Можно также разлагать желатинизированную текучую среду путем использования растворителей, таких как углеводороды, спирты или даже добытая нефть из пласта. Гелеобразующие вещества, которые описаны ниже, можно использовать в широком интервале температур в зависимости от длины молекулярной цепи, и они могут способствовать добыче нефти из пласта.
Для целей избирательной модификации проницаемости подземной пластовой породы вязкоупругую композицию согласно настоящему изобретению можно сначала смешивать с водой и различными типами и количествами неорганических и органических солей, чтобы получать вязкоупругую текучую среду для гидравлического разрыва, которую затем вводят в пластовую породу в количестве, эффективно уменьшающем проницаемость более проницаемой зоны (зон) пласта. Концентрация вязкоупругой композиции в текучей среде может составлять от приблизительно 0,5% до приблизительно 10%, предпочтительно от приблизительно 2% до приблизительно 8%, и предпочтительнее от приблизительно 3% до приблизительно 5 мас.%.
Согласно еще одному варианту осуществления, настоящее изобретение предусматривает водную кислую загущенную композицию, содержащую одно или несколько гелеобразующих веществ и кислоту в водном растворе, как описано ниже. Загущенные кислые гели, представленные и описанные в настоящем документе, можно преимущественно использовать в качестве текучей среды для кислотной обработки. Основная масса мировых углеводородных запасов находится в структурах карбонатных пород, которые, как известно, имеют очень низкую проницаемость. Во многих песчаниковых пластах, структура породы может быть скреплена карбонатом, или карбонатные отложения могут накапливаться вблизи эксплуатационных скважин в результате высвобождения диоксида углерода из раствора вследствие падения давления. Еще один тип отложений, которые могут накапливаться вокруг эксплуатационных скважин, представляет собой железные отложения, в частности, оксиды и гидроксиды железа. Низкая проницаемость, обломки от бурения и накопление отложений совместно препятствуют потоку нефти в эксплуатационную скважину, и традиционный способ, используемый для открытия каналов вокруг ствола скважины в целях повышения скорости потока, представляет собой введение кислоты, что известно как кислотная обработка или кислотная интенсификация добычи.
Существуют два типа кислотной обработки: кислотная обработка путем гидравлического разрыва, т.е. введение кислоты при давлении, превышающем давление гидравлического разрыва, для травления поверхностей образующихся разломов, и кислотная обработка материнской породы, где введение кислоты осуществляют при давлении ниже давления гидравлического разрыва для расширения проточных каналов в породе или для удаления отложений или обломков породы, образующихся при бурении. Кислотную обработку используют во всех типах нефтяных скважин и иногда в водяных скважинах: ее можно использовать для открытия разломов или удаления обломков выбуренной породы во вновь пробуренных скважинах или для восстановления старых скважин, у которых уменьшилась производительность. Кислоту закачивают в скважину, где она реагирует с карбонатом кальция согласно следующему уравнению реакции:
.
2
Хлорид кальция (CaCl) хорошо растворяется в воде, и кислота вытравливает каналы в породе, таким образом, способствуя потоку нефти или газа по направлению к эксплуатационной скважине. Хлористоводородная кислота немедленно реагирует с карбонатной породой и проявляет склонность к образованию немногочисленных крупных каналов, известных как «червоточины», через породу, а не к созданию пористой структуры. Расстояние, на которое проникает кислота, является ограниченным и составляет не более чем несколько футов.
Поскольку хлористоводородная кислота реагирует так быстро при контакте с карбонатной породой, разработан ряд веществ для цели уменьшения скорости этой реакции, что позволяет кислоте проникать в пласт на большее расстояние или реагировать более равномерно вокруг ствола скважины. Реакцию хлористоводородной кислоты можно задерживать путем образования геля в кислоте в соответствии с настоящим изобретением. Кроме того, показано, что кислый загущенный гель согласно настоящему изобретению загустевает при содержании карбоната кальция, составляющем приблизительно от 13 до 17%, причем в этой точке происходит фазовое разделение геля, вызывая быстрое разжижение.
Реакция уксусной кислоты естественным образом тормозится, потому что накапливающийся продукт этой реакции продукт, т.е. диоксид углерода, уменьшает скорость реакции. Когда диоксид углерода просачивается в пласт или поглощается нефтью, водой или газообразным углеводородом, реакция уксусной кислоты продолжается.
Традиционно углеводородные скважины в карбонатных пластах обрабатывают кислотой немедленно после бурения, прежде чем начинается добыча, и эту обработку регулярно повторяют с периодичностью от двух до трех лет.
Загущенные кислые гели согласно настоящему изобретению также можно использовать для гидравлического разрыва материнской породы, в которой трещины образуются, когда в скважину вводят песок, суспендированный в водной текучей среде (известный как расклинивающий наполнитель), при давлении, превышающем давление гидравлического разрыва. Когда давление введения исчезает, песок остается на месте, расклинивая открытый разлом. Весьма необычной является последующая обработка расклиненного разлома хлористоводородной кислотой, поскольку высокая скорость реакции между кислотой и породой может приводить к закрытию разлома. Однако его закрытие может быть вызвано тем, что гель отфильтровывается от суспензии расклинивающего наполнителя на поверхностях разлома, и это может в существенной степени уменьшать скорость течения нефти или газа в разлом.
Традиционно нефтяные скважины бурят вертикально вниз в нефтеносный пласт через продуктивную зону пласта. Нефть протекает в вертикальный ствол скважины. В последние годы становится широко распространенным бурение скважин из вертикального ствола скважины в горизонтальном направлении через пласт. Во многих случаях горизонтальные скважины повышают добычу углеводородов на несколько порядков. Удаление обломков выбуренной породы, образующихся при накоплении отфильтрованного осадка из бурового раствора и мелких частиц породы, представляет собой весьма дорогостоящий процесс вследствие необходимости использования специальных технологий, таких как введение кислоты через гибкие трубы, во избежание коррозии оборудования устья скважины и для предотвращения бесполезного расходования хлористоводородной кислоты до ее проникновения в дальний конец горизонтальной скважины. Цель кислотной обработки или подкисления пласта заключается в том, чтобы устранять нарушение проницаемости пласта и в максимально возможной степени освобождать проток для углеводородов. Таким образом, эффективная обработка должна, насколько это возможно, устранять нарушение проницаемости пласта вдоль всего данного протока. Текучие среды и технологии согласно настоящему изобретению обеспечивают максимальное проникновение кислоты, и в результате этого обработка становится более эффективной.
Наконец, когда пласт истощается вследствие уменьшения естественного пластового давления, можно вводить воду или газообразный диоксид углерода для повышения добычи имеющейся в скважине нефти. Воду или газ вводят через часть скважин в пласте (нагнетательные скважины), заставляя, таким образом, нефть продвигаться по направлению к эксплуатационным скважинам. В некоторых пластах скорость введения воды является низкий и, следовательно, является низкой и скорость добычи нефти. Можно использовать кислотную обработку с применением кислых гелей согласно настоящему изобретению для повышения приемистости нагнетательных скважин.
Гелеобразующие вещества, описанные в настоящем документе, обеспечивают ряд преимуществ по сравнению с полимерами (например, полисахаридами), которые в настоящее время используются в качестве гелеобразующих веществ для скважинных текучих сред. Например, когда соединения, которые представлены в настоящем документе, используются в качестве гелеобразующих веществ для скважинной текучей среды, они производят на пласте меньшие отложения, которые могут приводить к нарушению проницаемости пласта после процесса обработки скважин.
Кроме того, упрощается изготовление желатинизированной текучей среды по сравнению с полимерами, которые, как правило, необходимо гидратировать, и может быть предусмотрено разложение желатинизированной текучей среды под действием температуры пласта или других факторов, таких как окислители. Можно также разлагать желатинизированную текучую среду путем использования растворителей, таких как углеводороды, спирты или даже добытая нефть из пласта. Гелеобразующие вещества, которые описаны ниже, можно использовать в широком интервале температур в зависимости от длины молекулярной цепи, и они могут способствовать добыче нефти из пласта.
Для целей избирательной модификации проницаемости подземной пластовой породы одно или несколько гелеобразующих веществ можно сначала смешивать с водной кислой композицией желательной концентрации для образования загущенной кислой вязкоупругой текучей среды, которую затем вводят в пластовую породу в количестве, которое эффективно модифицирует проницаемость пласта. Концентрация гелеобразующего вещества в кислой текучей среде может составлять необязательно от приблизительно 0,5% до приблизительно 10%, предпочтительно от приблизительно 2% до приблизительно 8% и предпочтительнее от приблизительно 4% до приблизительно 6 мас.%. Кроме того, важно, чтобы в гелеобразующем веществе содержалось менее чем приблизительно 1% свободной жирной кислоты для оптимальных эксплуатационных характеристик.
Можно также использовать комплексообразующее соединение для стабилизации продукта при повышенных температурах в течение хранения. Предпочтительное комплексообразующее соединение представляет собой фосфонатную соль, такую как фосфонатные соли, которые продает под торговым наименованием Dequest компания Solutia™. Предпочтительный продукт представляет собой Dequest 2010. Комплексообразующее соединение можно добавлять в течение процесса изготовления композиции гелеобразующего вещества согласно настоящему изобретению или в любой последующий момент времени.
Концентрация композиции гелеобразующего вещества предпочтительно составляет от приблизительно 1% до приблизительно 10% в зависимости от желательной вязкости, предпочтительнее приблизительно от 3% до 8% и наиболее предпочтительно от приблизительно 4% до приблизительно 6%.
Показано, что гелеобразующие вещества согласно настоящему изобретению эффективно загущают кислые растворы, содержащие от 0 вплоть до 15% HCl.
Кроме того, композиции согласно настоящему изобретению могут содержать неорганические соли (например, солевые растворы, которые содержат соли щелочных металлов, соли щелочноземельных металлов и/или соли аммония), а также другие модифицирующие вязкость добавки (например, такие как производные целлюлозы). Солевые растворы, желатинизированные такими веществами, преимущественно используют как отклоняющие водные потоки вещества, выдавливающие текучие среды, текучие среды для гидравлического разрыва, буровые растворы, текучие среды для заполнения скважинного фильтра гравием, промывочные растворы для бурения, текучие среды для ремонта скважин, текучие среды для заканчивания скважин и т.п.
Желатинизированные кислые композиции согласно настоящему изобретению можно также использовать, чтобы изготавливать гигиенические и очищающие и композиции, покровные композиции на водной основе (например, краски), моющие композиции, композиции для личной гигиены, асфальтовые системы на водной основе, бетон, строительные материалы (например, строительные растворы, штукатурные растворы, связующие материалы и т.п.), вещества для ограничения эрозии почвы в сельском хозяйстве, средства для интенсификации притока нефти в скважины и т.п.
Когда загущенные текучие среды согласно настоящему изобретению используют для интенсификации добычи нефти, они могут необязательно включать смазочные материалы, ингибиторы коррозии и другие разнообразные добавки.
Смазочные материалы могут включать соль металла или амина и сераорганической, фосфорорганической, борной или карбоновой кислоты. Типичные представители таких солей представляют собой соли карбоновых кислот, содержащих от 1 до 22 атомов углерода, включая ароматические и алифатические кислоты; соли сераорганических кислот, таких как алифатические и ароматические сульфоновые кислоты и т.п.; соли фосфорорганических кислот, таких как фосфорная кислота, фосфористая кислота, фосфиновая кислота, сложные эфиры фосфорной кислоты и аналогичные гомологические соединения серы, такие как тиофосфорная и дитиофосфорная кислота и сложные эфиры соответствующих кислот; меркаптобензотиазол; соли борных кислот, такие как борная кислота, сложные эфиры борной кислоты и т.п.; а также соли аминов и лауриновой кислоты.
Ингибиторы коррозии могут включать нитриты, нитраты, фосфаты, силикаты и бензоаты щелочных металлов. Представительные примеры подходящих органических ингибиторов включают нейтрализованные гидрокарбиламинные и гидроксизамещенные гидрокарбиламинные кислые соединения, такие как нейтрализованные фосфатные и гидрокарбилфосфатные сложные эфиры, нейтрализованные жирные кислоты (например, кислоты, содержащие от 8 до приблизительно 22 атомов углерода), нейтрализованные ароматические карбоновые кислоты (например, 4-(трет-бутил)бензойная кислота), нейтрализованные нафтеновые кислоты и нейтрализованные гидрокарбилсульфонаты. Кроме того, можно использовать смешанные соли сложных эфиров алкилированных сукцинимидов. Ингибиторы коррозии могут также включать алканоламины, такие как этаноламин, диэтаноламин, триэтаноламин и соответствующие пропаноламины, а также морфолин, этилендиаамин, N,N-диэтилэтаноламин, альфа- и гамма-пиколин, пиперазин и изопропиламиноэтанол.
Интенсифицирующие добычу текучие среды могут также включать добавки для определенных применений, чтобы оптимизировать эксплуатационные характеристики текучей среды. Примеры включают красители; пигменты; дезодоранты, такие как цитронелла; бактерицидные и другие противомикробные вещества; хелатообразующие вещества, такие как натриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты или нитрилотриуксусная кислота; предохраняющие от замерзания вещества, такие как этиленгликоль и аналогичные полиоксиалкиленполиолы; пеногасители, такие как кремнийорганические вещества; и стабилизирующие сдвиг вещества, такие как имеющиеся в продаже полиоксиалкиленполиолы. Можно также добавлять препятствующие износу вещества, модификаторы трения, предохраняющие от проскальзывания вещества и повышающие смазывающую способность добавки. Кроме того, включают противозадирные присадки, такие как сложные эфиры фосфорной кислоты и цинкдиалкилдитиофосфат.
Загущенные кислые гели согласно настоящему изобретению можно также использовать, чтобы изготавливать гигиенические и очищающие и композиции, покровные композиции на водной основе (например, краски), моющие композиции, композиции для личной гигиены, асфальтовые системы на водной основе, бетон, строительные материалы (например, строительные растворы, штукатурные растворы, связующие материалы и т.п.), вещества для ограничения эрозии почвы в сельском хозяйстве, другие средства для интенсификации притока нефти в скважины, материалы, применяемые на нефтяных месторождениях и т.п.
Далее настоящее изобретение будет проиллюстрировано следующими примерами.
Пример 1. Синтез эрукамидопропилгидроксипропилсультаина (Armovis EHS)
Ниже кратко представлена последовательность реакций без фильтрации для получения Armovis EHS:
В двухлитровый резервуар высокого давления:
1. 500 г N-(3-диметиламинопропил)эрукамида.
2. 260 г 3-хлор-2-гидрокси-1-пропансульфоната натрия (продукт CHOPSNA от компании HOPAX).
3. 285,0 г этанола SCA 40B (сорастворитель 1).
4. 160,0 г деионизированной воды (сорастворитель 2).
5. 195 г пропиленгликоля (сорастворитель 3).
6. 6,0 г раствора 50% NaOH в атмосфере азота.
Смесь нагревают до 112°C-115°C и интенсивно перемешивают в течение приблизительно 6 часов перед отбором проб для подтверждения того, что содержание свободного амина и соли составляет менее чем 1%. Добавление NaOH требуется, если содержание соли амина составляет более чем 1%. После подтверждения того, что содержание свободного амина и соль амина соответствует данному условию, реакционную смесь охлаждают до 65°C, и снижают давление. Затем воду добавляют в реакционную смесь для растворения всех солей. Конечная концентрация воды составляет от 15 до 17,5%. Полученный раствор при температуре около 65°C выливают в сборный резервуар. Материал представляет собой светло-желтую жидкость.
Примечания в отношении сорастворителей (этанол, пропиленгликоль, и вода):
Относительные количества и порядок добавления сорастворителей имеют значение, чтобы предотвращать образование геля реакционной смеси, растворять соли в процессе без фильтрации, предотвращать образование небольшого количества верхней этанольной фазы в продукте и сокращать до минимума температуру плавления продукта.
1. Пропиленгликоль добавляют заблаговременно во избежание возможного образования геля реакционной смеси.
2. Массовое соотношение этанола и пропиленгликоля может изменяться в интервале, составляющем приблизительно от 1,0 до 2,2, чтобы предотвращать образование геля реакционной смеси и образование верхней этанольной жидкой фазы. Суммарное количество этанола и пропиленгликоля сохраняется постоянным по отношению к используемому количеству N-(3-диметиламинопропил)эрукамида.
3. Верхняя жидкая фаза этанола может образовываться, если пропиленгликоль удаляется, или массовое соотношение этанола и пропиленгликоля увеличивается и превышает 2,2.
4. Массовое соотношение этанола и пропиленгликоля, составляющее ниже 1,0, может приводить к образованию геля реакционной смеси.
5. Температура плавления продукта составляет приблизительно 20°C, если пропиленгликоль удаляется из раствора. Температура плавления уменьшается приблизительно до 12°C при добавлении пропиленгликоля.
6. Минимальное содержание воды в конечном растворе реакционной смеси составляет приблизительно 15%, чтобы гарантировать растворение всех солей (хлорид натрия как побочный продукт и избыток CHOPSNa).
7. Чрезмерно низкое содержание этанола в реакционной смеси по отношению к воде может привести к образованию геля реакционной смеси. Номинальное массовое соотношение этанола и воды составляет приблизительно от 1,0 до 1,175 во избежание возможной ситуации образования геля.
Типичная реакционная смесь имеет следующий состав.
Продукт
Armovis EHS - 25 л смеси
Метод
Партия 1
Идентификационный номер образца: 2457Описание процесса
72-1
72-2
72-3
72-4
72-6
73-3конечные значения
Свободный амин (молекулярная масса 424), мас.%
0,8
0,8
0,8
VE5.011
Гидрохлорид амина (молекулярная масса 460), мас.%
0,6
0,6
0,5
VE5.011
CHOPSNa (молекулярная масса 197), мас.%
0,9
вычисление
Хлорид натрия, мас.%
4,7
вычисление
Вода, мас.%
11,2
14,1
15,2
16,0
16,5
VE5.022
Значение pH (в неизменном виде)
7,8
EP5.003
Цвет по шкале Гарднера (Gardner)
3,8
SC5.003
Содержание твердых веществ при 135°C, мас.%
49,0
РМ5.020
Активность, %
42,1
вычисление
Свободный амин, мэкв/г
0,019
0,020
0,019
VE5.011
Гидрохлорид амина, мэкв/г
0,013
0,013
0,011
VE5.011
Натрий, мэкв/г
0,849
VE5.025
Хлорид, мэкв/г
0,802
VE5.029
Внешний вид
твердый
твердый
прозрачный
матовый
визуальный
Примечания:1. Хлорид натрия вычисляли по содержанию неорганического хлорида.2. CHOPSNa вычисляли как разность между содержанием натрия и неорганического хлорида.3. Активность вычисляли как % твердых веществ - % свободного амина - % соли амина - % хлорида натрия - % CHOPSNa.
Пример 2. Общие процедуры изготовления геля Armovis EHS (VES) и реологические исследования
Солевой раствор, содержащий от 4 до 8 мас.% соли перемешивали в смесителе из нержавеющей стали, имеющем объем 500 мл. К данному солевому раствору добавляли определенное количество (объем) концентрата Armovis EHS (40% до 50 мас.% в системе из смеси растворителей, содержащей этанол, пропиленгликоль и воду). Полученную в результате смесь перемешивали в течение трех минут при скорости от 2000 до 3000 об/мин, используя смеситель. Полученный гель затем центрифугировали при скорости 1000 об/мин в течение 15 минут для удаления воздушных пузырьков. Реологическое поведение исследовали, используя реометр модели M5600 от компании Grace Instrument при постоянной скорости сдвига и различных температурах. Прилагали давление, составляющее 400 фунтов на квадратный дюйм (2,758 МПа), чтобы сократить до минимума испарение образца, особенно при высоких температурах.
4
Для гидравлического разрыва подземного пласта требуется пропускание загущенной текучей среды через ствол скважины и пласт, чтобы инициировать и расширять разрыв внутри пласта. Высоковязкую текучую среду используют, чтобы предотвращать утечку текучей среды и переносить расклинивающий наполнитель в разрыв. Однако полимеры, которые использовались в прошлом для изготовления загущенной текучей среды, имеют несколько следующих недостатков, которые наблюдались у текучих сред на основе полимеров для гидравлического разрыва. 1) Они являются чувствительными к сдвигу. Текучие среды для гидравлического разрыва на основе синтетических полимеров представляют собой разжижающиеся при сдвиге неньютоновские текучие среды. Вязкость становится низкой при увеличении скорости сдвига и не увеличивается снова при уменьшении скорости сдвига. 2) Они не являются устойчивыми по отношению к солям. Полимеры часто осаждаются из растворов, имеющих высокую соленость, что может приводить к серьезному нарушению проницаемости пласта. 3) Биополимеры имеют не очень высокую термическую устойчивость. Кроме того, требуется биоцид или поглотитель кислорода для предотвращения биоразложения. 4) Требуется использование измельчителя, чтобы снижать вязкость геля. Однако эффективность снижения вязкости обычно является очень низкой, несмотря на использование измельчителя. Чтобы преодолеть все эти недостатки, разработаны текучие среды для гидравлического разрыва на основе поверхностно-активных веществ, которые представляют собой значительно более чистую систему для подземного пласта. Текучие среды часто изготавливают на основе растворов, содержащих от 4 до 8% KCl или NHCl, чтобы стабилизировать пласт глинистого сланца.
Примеры 3-6 иллюстрируют влияние концентрации Armovis EHS на реологические характеристики различных текучих сред из числа текучих сред для гидравлического разрыва.
Пример 3
Влияние концентрации гелеобразующего вещества на вязкость
Вязкость (сП) в 4% KCl при 100 с<sup>-1</sup>
Объемная концентрация Armovis EHS
150°F
200°F
250°F
275°F
300°F
2%
55
35
12
<10
<10
4%
130
160
75
43
<10
6%
260
315
150
75
<10
Пример 4
Влияние концентрации гелеобразующего вещества на вязкость
Вязкость (сП) в 8% KCl при 100 с<sup>-1</sup>
Объемная концентрация Armovis EHS
150°F
200°F
250°F
275°F
300°F
2%
55
40
<10
<10
<10
4%
130
140
58
40
<10
6%
230
320
145
100
10
Пример 5
Влияние концентрации гелеобразующего вещества на вязкость
Вязкость (сП) в 4% NH<sub>4</sub>Cl при 100 с<sup>-1</sup>
Объемная концентрация Armovis EHS
150°F
200°F
250°F
275°F
300°F
2%
66
50
20
<10
<10
4%
160
165
80
45
<10
6%
280
330
165
90
<10
Пример 6
Влияние концентрации гелеобразующего вещества на вязкость
Вязкость (сП) в 8% NH<sub>4</sub>Cl при 100 с<sup>-1</sup>
Объемная концентрация Armovis EHS
150°F
200°F
250°F
275°F
300°F
2%
70
50
22
16
<10
4%
155
160
76
65
20
6%
25
320
160
125
30
2
2
2
Текучие среды для бурения и заканчивания скважин обычно изготавливают на основе растворов CaCl, CaBr, ZnBr и т.д. Концентрация соли зависит от глубины скважины. Чем глубже скважина, тем более тяжелыми являются текучие среды, поскольку они должны производить достаточное гидростатическое давление на подземный пласт.
Кроме того, текучие среды должны быть достаточно вязкими, чтобы предотвращать потерю бурового раствора и переносить обломки выбуренной породы на поверхность. Примеры 7-9 иллюстрируют применение Armovis EHS согласно настоящему изобретению при изготовлении текучих сред, используемых для бурения и заканчивания скважин.
Пример 7
Влияние концентрации гелеобразующего вещества на вязкость
Вязкость (сП) в растворе CaCl<sub>2</sub>/CaBr<sub>2</sub> плотностью 13 фунтов на галлон (1558 г/л) при 40 с<sup>-1</sup>
Объемная концентрация Armovis EHS
150°F
200°F
250°F
300°F
350°F
400°F
2%
<10
<10
25
45
43
40
4%
31
30
130
167
154
190
6%
40
30
185
200
185
190
Пример 8
Влияние концентрации гелеобразующего вещества на вязкость
Вязкость (сП) в растворе CaCl<sub>2</sub>/CaBr<sub>2</sub> плотностью 15,1 фунтов на галлон (1809 г/л) при 40 с<sup>-1</sup>
Объемная концентрация Armovis EHS
150°F
200°F
250°F
300°F
350°F
400°F
2%
29
<10
<10
<10
10
14
4%
52
23
8
74
130
135
6%
74
35
19
210
230
240
2
2
2
Раствор ZnBr представляет собой настолько тяжелый солевой раствор (17,2 фунтов на галлон (2061 г/л)), что его обычно используют в глубоких скважинах. Однако хорошие реологические характеристики не наблюдались при высоких температурах, прежде чем поверхностно-активное вещество смешивали с раствором ZnBr. EHS представляет собой единственную вязкоупругую поверхностно-активную (VES) систему, которая проявляет высокую вязкость в системе, содержащей раствор соли ZnBr.
2
Пример 7 показывает, что Armovis EHS согласно настоящему изобретению в 20 мас.% ZnBr образует высоковязкий гель вплоть до 250°F (121,1°C)
Пример 9
Вязкость (сП) в растворе 20% ZnBr<sub>2</sub> при 40 с<sup>-1</sup>
Объемная концентрация Armovis EHS
150°F
200°F
250°F
275°F
6%
150
200
130
65
2+
2+
Большинство пластов являются гетерогенными, и их проницаемость изменяется при переходе от одного слоя к другому. В процессе кислотной обработки кислота протекает в зоны, имеющие высокую проницаемость, потому что они обладают меньшим сопротивлением. Лишь ограниченное количество кислоты протекает в имеющие низкую проницаемость зоны или в зоны с нарушенной проницаемостью. Такое неравномерное распределение вводимой кислоты может вызывать значительные экономические убытки. Способ, который может эффективно решать эту проблему, представляет собой использование технологии кислотного отклонения. Кислоты на основе поверхностно-активного вещества в последнее время эффективно используются в качестве одной из отклоняющих систем. После того, как кислота реагирует с карбонатной породой, значение pH увеличивается, и концентрации катионов двухвалентных металлов (Ca и Mg) в отработавшей кислоте также увеличиваются. Оба фактора заставляют молекулы поверхностно-активного вещества образовывать удлиненные стержнеобразные мицеллы, которые в значительной степени повышают кажущуюся вязкость раствора и обеспечивают движение кислоты в имеющую низкую проницаемую зону.
Пример 10 иллюстрирует использование Armovis EHS согласно настоящему изобретению для моделирования конечной точки кислотной обработки с применением HCl для карбонатных пластов.
Влияние концентрации гелеобразующего вещества на вязкость
Вязкость (сП) в растворе 30% CaCl<sub>2</sub> при 40 с<sup>-1</sup>
Объемная концентрация Armovis EHS
150°F
200°F
250°F
300°F
350°F
4%
29
<10
<10
<10
10
6%
52
23
8
74
130
Исходный материал Armeen APA-E используют для изготовления Armovis EHS согласно настоящему изобретению. Оказывается, что непрореагировавший амин производит неблагоприятное воздействие на реологические характеристики системы поверхностно-активных веществ.
Пример 11 иллюстрирует влияние примеси амина Armeen APA-E на реологические характеристики системы гелеобразующего вещества при использовании в текучих средах для кислотной обработки.
2
Гель содержал 30% CaCl, 6% Armovis EHS и x% Armeen APA-E. Процентное содержание APA-E представляет собой процентное соотношение между концентрацией Armeen APA-E и активной концентрацией Armovis EHS.
Влияние примеси амина на вязкость
Вязкость (сП) в растворе 30% CaCl<sub>2</sub> при 40 с<sup>-1</sup>
Концентрация Armeen APA-E, X%
150°F
200°F
250°F
300°F
350°F
0%
260
340
570
490
260
2,38%
290
400
660
460
240
7,14%
310
490
720
440
210
11,9%
370
730
375
460
150
16,67%
460
240
210
190
35
23,81%
450
55
<10
<10
<10